Особенности разработки Узеньского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Узеньское месторождение характеризуется сложным геологическим строением и уникальными свойствами нефти. Основная продуктивная толща представлена шестью горизонтами, содержащими 51 нефтеносных пластов, с которыми связаны основные запасы нефти (95 %). Запасы нефти Узеньского месторождения относятся к категории трудноизвлекаемых, так как большая часть находиться в низко - и среднерасположенных коллекторах, причем на долю низкопроницаемых приходиться не менее 40 % всех запасов. Характерной особенностью месторождения является аномальность свойств нефти. Она содержит большое количество парафина и асфальтеносмолистых веществ. Все это наложило отпечаток на поведение месторождения в процессе разработки.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Узень расположено в южной степной части полуострова Мангышлак.

В административном отношении территория месторождения входит в состав Мангистауской области Республики Казахстан.

Орографически Южно-Мангышлакский район представляет собой обширное слабо-всхолмленное плато, слегка наклонённое к югу, юго-западу, в сторону моря, с абсолютными отметками от +260 м. на севере до +24 м. на юге. В центральных и южных частях района располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая максимальную отметку - 132 м.

Центральная часть района занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракшин. Обширное плато слабо наклонено к югу и местами осложнено пологими увалами. На западе и северо-западе, в пределах площади месторождения, плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень.

Сарматские известняки и глины, которыми сложено плато, на западе в виде выступа вдаются во впадину Узень, образуя, так называемый, мыс Хумурун.

Впадина Узень занимает площадь около 500 м2. Северный, юго-восточный и восточный склоны её крутые, почти отвесные. Дно впадины изрезано глубокими оврагами. Минимальная абсолютная отметка впадины + 31 м.

По характеру почвенного и растительного покрова, рассматриваемый район относится к пустынной зоне.

Климат района континентальный. Лето жаркое и сухое. В отдельные годы температура воздуха повышается до + 45 С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко с буранами. В наиболее холодные зимы морозы достигают -30 С., среднегодовая скорость ветров достигает 6 - 8 м / сек. Осадков мало. Дождевые осадки преобладают над снежными. Атмосферные осадки неустойчивы во времени. Количество осадков изменяется от 63 см. до 85 см. в год. Растительный и животный мир характерный для пустынь и полупустынь.

В экономическом отношении район является слабообжитым. Вследствие отдалённости района от промышленных центров, слабой заселённости, тяжёлых климатических условий, отсутствия дорог и питьевой воды освоение Мангыстау осложнено. Пустынно - степные пространства используются под пастбища. Открытие на южном Мангышлаке крупных многопластовых нефтегазовых месторождений Узень, Жетыбай способствовало интенсивному промышленному развитию этого района.

Ближайшими населёнными пунктами являются: посёлок Жетыбай, посёлок Курык, город Актау, город Жанаозен, которые связанны между собой воздушными линиями, железными и шоссейными дорогами. Источниками питьевой воды район чрезвычайно беден. Имеющиеся колодцы малодебитные и их вода часто непригодна для питья. Основными источниками водоснабжения служат подземные воды альбсеноманского возраста, которые добываются из неглубоких скважин (600 - 700 м.) и опреснённая морская вода. Южный Мангышлак богат местными строительными материалами и, в первую очередь, известняком-ракушечником, являющимся стеновым материалом.

1.2 История геологической изученности и разработки месторождения

Изучение геологического строения Мангышлака начато в конце прошлого столетия. К наиболее важным этапам геологического исследования в дореволюционный период относится отрезок времени с 1887 года по 1916 год, когда здесь работал Андрусов К.И. и его ученики. В результате этих работ была создана монографическая сводка о геологическом строении горного Мангышлака и опубликована первая схема стратиграфического расчленения юрских отложений в этом районе.

Первые признаки нефти на Мангышлаке обнаружены в 1899 - 1901 годах в районе оврагов и колодцев Таспас, при проведении военно-топографической съёмки.

Из наиболее значительных исследований по стратиграфии, тектонике и нефтеносности Мангышлака в более поздний период (1926-1942 годы) следует отметить работы Боярупаса М.В., Алексейчика С.М. и Мокринского В.В.

Во многих отношениях заслуживает внимания работы Алексейчика С.Н. (1936, 1941 годах), изучавшего геологическое строение Мангышлака в связи с его нефтегазоностностью. Им было выявлено Узенское поднятие. Это был первый исследователь, с убеждённостью высказавшийся о том, что нефть на Мангышлаке генетически может быть связана только с юрскими отложениями.

В 1951 году составлена сводка по геологии и нефтеносности Западного Казахстана, проведён анализ всего геологического материала и дана высокая оценка перспектив нефтегазоносности полуострова Мангышлак.

В 1957-1961 годы ВНИГРИ (Даянов В.Ф., Трифонов, и др.) был рекомендован на Мангышлаке ряд районов для проведения поисков и разведки нефти и газа. В пределах Жетыбайской и Узенской структур в 1959-1966 годах проводилась геологическая съёмка в масштабе 1: 50000.

Одновременно с геологической съёмкой и структурно-поисковым бурением проводились сейсморазведочные работы.

На площади Узень 5. 01. 1961 года при бурении структурно-поисковой скважины N 18 впервые получен фонтан газа. Забой скважины при глубине 365,7 м. находился в отложениях Альба. Завершающим этапом поисковых работ на Узенской площади явилось глубокое структурно-поисковое бурение, в задачу которого входило выявление промышленной нефтегазоносности разреза, юрских и нижнемеловых отложений.

В соответствии с Постановлением Совета министров СССР от 15. 09. 1961 года производственным организациям совместно с научно исследовательскими организациями ВНИГРИ, ВНИИ, ВНИИ газ в 1962 года был составлен проект промышленной разведки месторождения Узень. Запасы нефти были утверждены ГКЗ СССР в мае 1966 года.

Проект опытной эксплуатации и генеральная схема разработки месторождения Узень составлена ВНИИ нефть в 1965 году, утверждена центральной комиссией по разработке МНП в декабре 1965 года.

Генеральной схемой в утверждённом варианте предусматривалось разрабатывать I и II объекты (XIII+XIVи XV+XVI горизонты) при поперечном разрезании восемью рядами нагнетательных скважин, III объект (XVII горизонт) при законтурном заводнении, а IV объект (XVIII горизонт) без поддержания пластового давления, при режиме вытеснения газированной нефти водой за счёт упругости законтурной области.

Анализ основных технологических показателей и особенностей процесса извлечения нефти из столь мощных многопластовых объектов выявил целый ряд недостатков в их разработке. В результате в начале 1973 года было принято решение о разукрупнении I и II объектов, и выделение каждого в самостоятельный объект эксплуатации.

Промышленная закачка воды началась осуществляться с 1967 года, т.е. спустя два года после начала разработки месторождения Узень. Учитывая специфические особенности узенской нефти, в соответствии с рекомендациями генеральной схемы разработки месторождения с 1970 года ведутся работы по внедрению объектов для закачки горячей воды в продуктивные горизонты.

В настоящее время горячая вода подготавливается на различных установках. Так как приготовление горячей воды связано с большими затратами на её нагрев, разработан циклический метод закачки горячей воды. Сущность его заключается в том, что в продуктивный пласт закачивают поочерёдно заданные объёмы, то горячей, то холодной водой. В процессе закачки горячей воды нагревается кровля и подошва пласта. В этом случае холодная вода нагревается за счёт поступающего тепла из нагретой кровли и подошвы пласта, а при закачке холодной воды горячая вода вытесняется в глубь пласта.

1.3 Стратиграфия

Глубоким разведочным бурением на месторождении Узень вскрыта осадочная толща мезозойских пород, толщиной около 3600 м., в строении которой принимают участия осадки триасового, юрского, мелового, палеогенового, неогенового, и четвертичного возрастов. Выделения их основано на палеонтологических данных, полученных при изучении керна из скважин и на сопоставлении с аналогичными отложениями других районов Мангышлака. Границы между отделами, ярусами и подъярусами в большинстве случаев проводятся условно, главным образом по электрокаротажу. За последнее время в результате обработки микрофауны и спорово-пыльцевых исследований стало возможным несколько изменить и уточнить имеющиеся стратиграфические схемы.

Нефтегазоносность месторождения Узень связано с юрскими и отчасти с меловыми отложениями. В геологическом разрезе месторождения установлено 26 песчаных горизонтов приуроченных к меловым и юрским отложениям. Горизонты I - XII (сверху вниз) мелового возраста - газоносны, XIII - XVIII горизонты - верхние и среднеюрского возраста представляют собой основной этаж нефтегазоносности месторождения, на отдельных куполах нефтегазоносны XIX - XXIV горизонты нижнеюрского возраста.

Пермо-триасовые отложения (РТ), являются самыми древними породами на месторождении Узень.

Пермская система Р.

Верхняя Пермь представлена толщей тёмных полимиктовых песчаников и чёрных сланцев со следами глубокого метаморфизма. Отложение нижнего яруса триаса (Т) представлены бурыми аргиллитами и среднезернистыми песчаниками. Толщина этих отложений на южном Мангышлаке достигают 440 метров, кровля их имеет следы размыва.

Оленёкские и среднетриасовые породы образуют единую, достаточно однородную серию чёрных и тёмно-серых аргиллитов, известняков, алевролитов с прослоями песчаников и кислых туфов. Эти отложения отделены в единую южно-мангышлакскую серию, общая толщина которой 1500 - 1600 метров.

Юрская система J.

В отложениях юрской системы выделяются все три отдела: нижний, средний, верхний общей толщиной 1300 м.

Нижний отдел J 1.

Нижегородская часть разреза представлена чередованием песчаников алевролитов и глин. Песчаники серые и светло-серые преимущественно мелко и среднезернистые. Реже встречаются крупнозернистые разности со значительной примесью гравийных зёрен. Иногда песчаники переходят в светло-серые алевролиты или глинистые песчаники.

Цемент песчаников и алевролитов глинистый или глинисто-кремнистый. Глины имеют серую и тёмную, реже буроватую окраску. Они обычно аргиллитоподобные и обогащены углистым веществом. Чередование песчаников, алевролитов и глин в основном с косой слоистостью. В кровле нижней юры развита глинистая пачка, толщина которой подвержена резким изменениям в результате размыва. Толщина нижнеюрских отложений составляет 120-130 м. В разрезе нижней юры выделены два продуктивных горизонта XXIV - XXV.

Средний отдел J .

Среднеюрские отложения Южного Мангышлака являются наиболее нефтегазоносными. Поэтому дробные стратиграфические расчленения средней юры находятся в наиболее тесной взаимосвязи с выделением корреляций в них продуктивных горизонтах. В среднеюрских отложениях выделяются ааленский, байосский и батский ярусы, общей толщиной 700 м.

Ааленский ярус J2 а.

Ааленский ярус сложен в основном грубообломочными, песчано-галечниковыми породами и может рассматриваться в качестве базальной толщи среднеюрского разреза. В разрезе яруса преобладают серые и буроватые разнозернистые песчаники среди которых наиболее широко развиты средние и крупнозернистые разности. Последние нередко переходят в гравелиты. Состав цемента у ааленских песчаников и гравелитов преимущественно глинистый, реже карбонатный и контактного типов. В виде маломощных довольно многочисленных прослоев среди песчаников и гравелитов присутствуют мелкогалечные конгломераты. Глины обычно серые, тёмно-серые, иногда с буроватым оттенком, плотные, аргиллитоподобные.

Общая толщина яруса достигает 330 м. Граница между ааленским и байосским ярусами проводится по подошве XXII горизонта.

Байосский ярус J2 b.

Байосские отложения распространены наиболее широко и выделяются повсеместно. Отложения байосского яруса представлены в основном континентальными и лагунно-континентальными фациями, сложенными алевролитами и глинами с включениями обугленной растительной органикой, прослоями и линзами углей. В отложениях байосского яруса наблюдаются преобладания глинистых и алевролитистых пород нижней части разреза и песчаных в верхней части. Толщина их изменяется от 500 до 520 и более метров. По методологии и споровопыльцовому комплексу отложения байосского яруса подразделяются на два подъяруса.

Нижний байосский ярус J2 b.

Отложение этого подъяруса имеют общую толщину 470 м., и представлены чередованием глин, песчаников и алевролитов с многочисленными прослоями и включениями углистого вещества. Переслаивание пород главным образом тонкослоистые. Песчаники и алевролиты имеют в основном серую и светло-серую окраску, иногда с бурым и желтоватым оттенками.

Реже встречаются песчано-алевролитовые породы тёмно-серого цвета. Песчаники главным образом мелкозернистые. Глины преобладают тёмно-серого, почти чёрного цвета, иногда с буроватым оттенком. В нижнебайосских отложениях Узеня выделены XXII,XXI,XX,XIX,XVIII и XXVII продуктивные горизонты.

Верхний байосс-батский ярусы J2 b2+J.

Отложения их сложены сравнительно мощными пластами песчаников и алевролитов с прослоями глин. Песчаники серые, буровато-серые, слабо и среднесцементированные. Алевролиты глинистые, песчанистые, крупнозернистые с неясно слоистой текстурой. Глины тёмно и буровато-серые.

Граница между байосскими и батскими отложениями проводятся с большой долей условности по подошве XV продуктивного горизонта. В верхнебайосc-батском комплексе выделены продуктивные горизонты XVI , XV и большая нижняя часть XIV продуктивного горизонт. Толщина верхнего байосc-батского отложения составляет 100 - 150 м.

Верхний отдел J3.

В верхнеюрском отделе выделяются келловейский, оксфордский и кимериджский ярусы представленные в основном с морскими осадками с фауной. Толщины рассматриваемых отложений составляет 280 м.

Келловейский ярус J3 к.

Представляет собой преимущественно глинистой толщей с подчинёнными прослоями песчаников и алевролитов, реже известняков. Глины келловейского яруса имеют серую, тёмно-серую, пепельно-серую окраску, иногда с зеленоватыми и буроватыми оттенками. Песчаники и алевролиты окрашены в серые, зеленовато-серые, реже тёмно-серые и буроватые тона. Среди песчаников преобладают мелкозернистые разности. В келловейском ярусе выделены : верхняя часть XIV и XIII продуктивного горизонта. Толщины их изменяются от 50 до 135 м.

Оксфорд-кимериджские ярусы J3 k m.

Оксфорд-кимериджские отложения при оценке нефтегазоносности юрских отложений выделяются в качестве глинисто-карбонатной покрышки над нефтеносной толщей ааленкелловейского комплекса. Он сложен довольно мощной толщей глинисто-мергелистых пород, среди которых в виде редких тонких прослоев встречаются песчаники, алевролиты, известняки. Толщина оксфорд-кимериджских отложений колеблется от 50 до 55 метров для нижней пачки, и от 30 до 97 метров для верхней.

Меловая система K.

Отложение меловой системы залегают на размытой поверхности верхнеюрских отложений, и представлены нижними и верхними отделами и всеми ярусами. По методологическим и генетическим признакам меловые отложения подразделяются на три части: нижнюю-терригенно-карбонатную, среднюю терригенную (альб, сеноман) и верхнюю карбонатную (туран-датский) ярусы. К нижней части приурочен XII горизонт, а к средней и верхней приурочены I, II, III, IV, V, VI , VII, VIII, IX, X и XI газоносные горизонты. Толщина меловых отложений составляют около 1100 метров. Продуктивная толща меловых отложений представлена монотонным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пластов и пачек.

Кайнозойская группа KZ.

Представлена палеогеновыми и неогеновыми отложениями.

Палеогеновая система P.

К палеогеновым отложениям относятся эоценовый и олигоценовый отделы. Эоценовый отдел Р представлен мергелями и известняками с прослоями глин. Олигоценовый отдел Р представлен однообразной толщей глин серого и светло-серого цвета. Толщина палеогена 150-170 метров.

Неогеновая система N.

Неогеновые отложения представлены отложениями тортонского и сарматского ярусов. Тортонский ярус Nz представлен толщей глин, мергелей, песчаников и известняков. Отложение сарматского яруса Ns r представлено переслаиванием известняков, мергелей и глин. Общая толщина неогеновой системы достигает 115 метров.

Четвертичная система Q.

Четвертичные отложения представлены суглинками, песками, глинами эллювиально-деллювиального происхождения. Толщины отложений до 5-7 метров.

1.4 Тектоника

В переделах Жетыбай-Узенской тектонической ступени, приуроченной к северному борту Южно-Мангышлакской системы прогибов, в настоящее время выявлено значительное количество локальных структур, с которыми связаны месторождения нефти и газа. К их числу относятся Узень, Жетыбай, Карамандыбас, Тенге, Тасбулат, Асар, Южный-Жетыбай, Туркмунай, Актас, Восточный Жетыбай.

Узенская структура на севере граничит с юго-восточной антиклинальной зоной, от которой отделяется узким Кызылсайским прогибом, углы падения пород на северном крыле составляют 3. Таким же узким прогибом складка южной части, где углы падения пород составляет 5- 6, отделяются от среднего тенгинского поднятия. В западной части площади северо-западная периклиналь Узенской складки. Через небольшую седловину соединяется с Карамандыбасской структурой. В восточной части площади, в районе восточного окончания впадины Тунгракшин, Узеньское поднятие круто погружается.

Месторождение Узень приурочено к крупной брахиантиклинальной складке, размеры её составляет 399 км. Складка значительна асимметрична. Свод её смещён к востоку, в результате чего восточная периклиналь короче, чем сильно вытянутая северо-западная. Южное крыло относительно круче. Углы падения здесь по кровле XIV горизонта 6- 8. Северное крыло складки значительно пологое. Углы падения в западной половине северного крыла изменяются по кровле XII горизонта от 1 до 3. В западной части структуры выделяются имеющие нефтяные залежи купола: Северо-западный и Парсумурунский.

Небольшой по размерам Парсумурунский купол осложняет южнее крыло Узенской структуры. По кровле XVIII горизонта амплитуда поднятия достигает 30 метров, и размеры структуры по последней замкнутой изогипсе 1300 метров. Составляет 2,90,9 км. Северо-западный купол осложняет северное крыло Узенской структуры. Размеры поднятия по изогипсе 1300 метров, составляет 3,52 км., амплитуда 32 км

Резко асимметрична также периклиналь складки. Северо-западная периклиналь за исключением её южного погружена, очень пологое, сильно вытянутая. Периклинальное окончание Узенской складки здесь отличается по кровле XIII горизонта, изогипсом - 1700 метров. Следующие изогипсы соединяют Узенскую и Карамандыбасскую складки в единое поднятие с небольшой седловиной в районе скважины № 58.Восточная периклиналь вытянута в широтном направлении. Углы падения по кровле XIII горизонта составляют здесь 3- 4.

Обращает на себя внимание ундуляция оси структуры, в результате которой фиксируется ряд куполавидных поднятий, приуроченных в основном длиной оси складки. К центральной части Узенского поднятия примыкает Хумурунский купол, также имеющий нефтяные залежи. Размер купола по кровле XIV горизонта составляет 10,84,5 км, амплитуда 105 м.

Для более древних пород характерно сокращения размеров складки с глубиной это проходит главным образом вследствии уменьшения протяжённости периклинали и увеличения с глубиной углов падения пород и амплитуды сладки.

1.5 Нефтегазоносность

В 1997 году из месторождения Узень добыто 2884500 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

Горизонты	m , %
XIII	21
XIV	22
XV , XVI	23
XVII , XVIII	24

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

Горизонты	к ср., мкмІ	Количество скважин.	h н., ср., m
XIII	0.206	458	10.8
XIV	0.290	349	24.0
XV	0.167	373	15.5
XVI	0.207	311	18.4
XVII	0.276	96	23.4
XVIII	0.178	63	19.8

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

Температура,	горизонты
	XIII	XIV	XV	XVI	XVII	XVIII
40 50 t	25,6 13,0 10,2	22,4 13,1 9,5	21,0 12,8 8,7	20,9 13,2 8,1	22,2 14,2 9,5	20,3 12,1 9,5

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

горизонты	Сводовая часть	Середина нефтяной части залежи	Приконтурная зона
	Абсол. отметка ГНК, м	МПа	Абсол. Отметка, м	МПа	Абсол. Отметка, м	МПа
III XIV XV XVI XVII XVIII	-825 -836 -930 -1030 -1040 -1080	10,18 10,64 10,98 11,53 11,68 12,18	-978 -1011 -1035 -1070 -1095 -1113	11,33 11,66 11,78 12,13 12,33 12,41	1130 1135 1140 1140 1150 1140	12,48 12,53 12,58 12,63 12,78 12,63

1.6 Водоносность

В разрезе месторождения Узень в 1965 году на основании имеющихся данных по стратиграфии, литологии, коллекторских свойств вскрытых глубоким бурением части мезозойских отложений Южно - Мангышлакского прогиба выделены два гидрогеологических этажа: меловой и юрский. Между ними расположена водоупорная толща представленная более чем 100 м. глин и глинистых мергелей, оксородского и верхнего келловейского ярусов.

Водоносность юрского комплекса.

В отложениях юрского комплекса выделяются два водоносных комплекса: терригенный, включающий коллекторы келловейского яруса, верхней юры, среднюю и нижнюю юру, и карбонатный верхнеюрский.

Терригенный водоносный комплекс.

Представлен чередованием неогенных и глинистых пород, общей толщиной 800 - 1000 м. Общая минерализация вод юрского терригенного водоносного комплекса достигает 12,7 - 15,2 мг/л. Содержание хлора при этом, составляет 27002900 мг. экв. / л., магния 140180мг. экв. / л., кальция 400500 мг. экв./л., гидрокарбонат йода 23 мг. экв./л., концентрация йода незначительна и колеблется в пределах 38 мг. /л. Для юрских вод на месторождении Узень характерно довольно высокое содержание аммония до 6070 мг. экв. /л. Эти воды относятся к хлориднокальциевому типу.

Карбонатный водоносный комплекс.

Комплекс отделён от глинисто - мергелевой толщей в литологическом отношении представлен известняками с прослоями песчаников. Воды рассматриваемых отложений отличаются от терригенных, как по общей минерализации, так и по содержанию отдельных компонентов. Общая минерализация составляет 23,3 - 36,8 мг./л. Содержание йода 23 мг./л. Вода относится к сульфатно-натриевому типу. Одним из основных источников питания водоносных комплексов для условий Южного - Мангышлака могут считаться уплотняющиеся под действием гидростатического давления глин.

Меловой комплекс.

Меловой этаж сложен чередованием песчано-алевролитовых отложений 700800 м. В терригенных отложениях мелового возраста выделяются два водоносных комплекса: неокомский и альбсеноманский. Региональным водоупором, отделяющим их друг от друга, является устойчивая пачка аптских глин. Общая минерализация неокомских вод достигает 19,3 - 21,7 г/л. Воды , содержат брома до 45 мг./ л., алюминия 10 мг./л., сульфатов 5 - 10 мг./л. По типу они хлориднокальциевые.

Пластовые воды альбсеноманского водоносного комплекса изучены лучше неокомского. Общая минерализация пластовых вод составляет 11,32 - 14,71мг./л. Содержание сульфатов колеблется от 40до 50 мг. экв./л., причём отмечено снижение концентрации их сверху - вниз по разрезу до 5 - 10 мг. экв./л., йода не выше 1 - 3 мг./л., алюминия около 10 мг./л. Воды относятся к типу гидрокарбонатно - натриевых, сульфатно - натриевых и хлоридномагниевых.

По химическому составу пластовые воды месторождения Узень разделяются на две группы: первая группа - воды меловых, вторая группа - юрских отложений.

Воды меловых горизонтов относятся в основном к сульфатно - натриевому типу с минерализацией до 10 г/л.

Пластовые воды продуктивных юрских горизонтов (XIII - XXIII), представлены однообразными по составу хлориднокальциевыми рассолами с минерализацией 130-170 г/л. Воды бессульфатные с промышленным содержанием брома до 500 мг/л., йода до 20 мг/л., и других ценных компонентов Объёмный газовый фактор вод не превышает 0,5-0,9 мі/мі и лишь в близи контуров нефтяных и газовых залежей, а также в водах глубокозалегающих горизонтов он достигает 1,0-1,2 мі/мі

Водо-растворённый газ представлен на 80 - 90 %, метаном на 4 - 8 %, тяжёлыми углеводородами на 3,2 - 13 %, азотом на 0,5 - 7,3 %, углекислым газом. Сероводород отсутствует.

Средние значения плотности пластовых вод изменяются от 1081 (XIII горизонт) до 1105 кг/мі (XXIV горизонт), составляет в среднем для всех горизонтов 1098 кг./мі в нормальных условиях (20).

Физические свойства пластовых вод, определённые для воды с минерализацией 140г/л., пластового давления 11,4 МПа и температуры 62С составляет: вязкость - 0,6 мПас, объёмный коэффициент - 1,015, коэффициент сжимаемости - 3,2 МПа?№

2. Технико-технологическая часть

2.1 Текущее состояние разработки 6-го блока месторождения Узень

Месторождение Узень было открыто в 1961 г. и введено в промышленную разработку в 1965 г. согласно Генеральной схеме разработки месторождения.

Узеньское месторождение характеризуется сложным геологическим строением и уникальными свойствами нефтей. Коллекторами являются песчаники и алевролиты, часто сильно глинистые, с исключительно высокой степенью неоднородности по проницаемости, в пределах 10-1500 мд. Нефти Узеня содержат до 45 % парафино-асфальтосмолистых веществ.

Запасы нефти Узеньского месторождения относятся к категории трудноизвлекаемых, так как большая их часть находится в низко и среднепроницаемых коллекторах, причем на долю низкопроницаемых приходится более 40% всех запасов.

Начальные балансовые запасы нефти по месторождению составляют 11109 млн. т, а извлекаемые - 499 млн.т.

С начала разработки из продуктивных горизонтов месторождения было отобрано 272,3 млн.т. нефти и 551,1 млн.т жидкости; текущий КИН составил 0,258.

Максимальная добыча нефти была достигнута в 1975 г. (16,2 млн.т) и уже с 1976 г. началось ее интенсивное падение, продолжавшееся до 1980 г. Динамика фактических показателей разработки месторождения Узень представлена в таблицах 2.1 и 2.2. На рисунке 1 и 2 представлены графики разработки годовых и суточных показателей месторождения Узень с начала ее эксплуатации.



Рисунок 2.1 - Динамика обводненности 6 блока месторождения Узень

Отклонения в фактической добыче в 2001 г. составило 2042,6 тыс.т. Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения представлено в таблице 2.3. Меньше проектного оказался фонд добывающих скважин на 943 и нагнетательных - на 456 скважин. А также наблюдается отклонения среднесуточного дебита нефти на 0,1 т/сут. Наибольшее снижение добычи нефти по сравнению с проектными характерны для XIV горизонта (916 тыс.т).

Анализ выработки блока месторождения Узень (таблица 2.4.) показывает, что наибольшая накопленная добыча нефти сначала разработки 32069,4 тыс.т. и наибольшая добыча за 2001 год - 422,2 тыс.т. приходится на 3 и на 2а блоки соответственно.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения по месторождению составил 25,8%. По основным горизонтам КИН изменяется от 32,3% (XVI горизонт) до 17,1% (XVIII горизонт).

Добыча нефти за 2000 г. составила 3387,2 тыс.т. нефти, добыча жидкости - 1364,8 тыс.т. при средней обводненности продукции 75,3 %, годовые отборы нефти и жидкости в 2000 г. выше на 10,7 % и 32,5 % соответственно, чем в 1999 г.

Средние дебиты нефти в 1991-1996 г.г. ежегодно снижались. В 1991 г. дебит нефти составлял 6,6 т/сут., в 1996 году произошло его уменьшение до 3,9 т/сут (40,9 %). В 1997 - 1998 г.г. средний дебит нефти незначительно увеличился от 4 до 4,7 т/сут. соответственно. За последний 2000 год дебит снизился до 3,9 т/сут (таблица 2.1. и рис.2).

В целом по 6 блоку технологические показатели разработки представлены в таблице 2.5. В 1977 г. добыча по 6 блоку составляла- 131,6 тыс.т, далее наблюдается ежегодно снижение добычи, и в 2001г. она составляла 195,2 тыс.т. накопленная добыча нефти и жидкости составляет 12729,5 и 25762,8 тыс.т. соответственно (рис.4-6). Далее представлен анализ текущего состояния разработки 6 блока по горизонтам - XIII, XIV, XV, XVI

XIII горизонт.

Из продуктивных пластов XIII горизонта отобрано 64669,4 тыс.т. нефти, что обеспечило текущий КИН - 27,6 % (таблица 2.6.); накопленная добыча жидкости составила 135325,9 тыс.т. Годовая добыча нефти и жидкости соответствует 999,9 и 3621 тыс.т при среднегодовой обводненности продукции 72,3%.

По сравнению с 1999 г. годовая добыча нефти увеличилась на 170,7 тыс.т. (20,6%), годовая добыча жидкости - 126,7 тыс.т (53,5%), т.е. произошло постепенное увеличение показателей, чем в предыдущее годы.

Среднесуточный дебит скважин по нефти за последние 5 лет изменился от 4 до 4,3 т/сут. В 1999 г. дебит нефти снизился до 3,3 т/сут. На 01.01.2001 год дебит нефти составил 4 т/сут, что на 0,7 т больше предыдущего. Среднесуточный дебит жидкости в течении 5 лет постепенно увеличился от 11 до 13,3 т/сут, в 1999 г. дебит жидкости снизился до 9,2 т/сут. На 01.01.2001 год дебит жидкости увеличился на 7,2 т. и составил 16,4 т/сут.

Блок 6

Начальные извлекаемые запасы по блоку составляют 7484 тыс.т, а балансовые 16632 тыс.т. Степень выработки блока от начальных извлекаемых запасов - 60,32%, темп отбора - 0,96% (таблица 2.7.).

С начала разработки по состоянию на 01.01.2001 г. с 6 блока добыто 4514 тыс.т нефти и 9850 тыс.т жидкости.

За 2000 г. из блока отобрано 72 тыс.т нефти, 293 тыс.т. жидкости при обводнении добываемой продукции - 71,7%. По сравнению с прошлым годом добыча нефти увеличилась на 4,7 тыс.т, а обводненность добывающих скважин с 65,3% до 71,7%.

Компенсация отбора закачки в целом по блоку -1,65%. Пластовое давление в зоне отбора по сравнению с прошлым годом уменьшилось с 9,7МПа до 9,6 МПа и 9,4МПа до 9,1МПа соответственно.

Доля участия блока в накопленной и годовой добычи составляет 7% и 7,2 %, что выше доли НИЗ - 6,5 %. Как следствие КИН на 01.01.2001 г. составил 27,14 %. Дебиты скважин по нефти (5,5 т/сут.), так и по жидкости (19,4 т/сут), что выше средней величины этого показателя по горизонту (4 и 16,4 т/сут соответственно).

XIV горизонт.

Из продуктивных пластов XIV горизонта отобрано 106274,3 тыс.т. нефти, что обеспечило текущий КИН 25,4% (таблица 2.8); накопленная добыча жидкости составила 218082,3 тыс.т. Годовая добыча нефти и жидкости за 2000 г. соответствует 1236 и 5163,9 тыс.т. при среднегодовой обводненности добываемой продукции 76%.

Добыча нефти из горизонта в 2000 г. увеличилось по сравнению с 1999 годом на 107,8 тыс.т. и составила 1236 тыс.т., а добыча жидкости 1638,1 тыс.т. Увеличение добычи жидкости из горизонта за год произошло на 46,6 %. Одним из факторов увеличения добычи нефти и жидкости в 2000 г. явилось увеличение количества действующих добывающих скважин и уменьшения бездействующего фонда.

Среднегодовая обводненность добываемой продукции в 2000 г. увеличилось на 10,5%, чем в 1999 г.

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

Блок 6.

Начальные извлекаемые запасы по блоку составляют 11889 тыс.т., а балансовые 26421 тыс.т. Степени выработки блока от начальных извлекаемых запасов - 47,17%, темп отбора - 0,71%.

С начала разработки по состоянию на 01.01.2001 г. с 6 блока добыто 5608 тыс.т. нефти и 11178 тыс.т. жидкости (таблица 2.9).

За 2000 г. из блока отобрано 85 тыс.т. нефти. 368 тыс.т. жидкости при обводнении добываемой продукции - 76,4%. По сравнению с прошлым годом добыча увеличилась на 9,5 тыс.т. Увеличился объем закачки воды с 537,9 тыс.м3 до 798,4 тыс.м3, обводненность добывающих скважин уменьшилась с 77,4% до 76,4%.

Компенсация отбора закачки в целом по блоку - 3,08%. Пластовое давление в зоне нагнетания и в зоне по сравнению с прошлым годом не изменилось 10,6 МПа соответственно.

Доля участия блока в накопленной добыче (5,3%) ниже доли НИЗ (6,1%), а годовой добычи (6,9%) чуть выше доли НИЗ. И, как следствие, КИН на 01.01.2001 года составил 26,85%. Дебиты скважин, как по нефти (3,8 т/сут), так и по жидкости (16 т/сут)0, значительно выше средней величины этого показателя по горизонту (3,1т/сут и 13,8 т/сут соответственно).

XVI горизонт.

Из продуктивных пластов XVI горизонта отобрано 31424,3 тыс.т. нефти, что обеспечило текущий КИН - 32,3% (таблица 2.12.); накопленная добыча жидкости составила 59211,9 тыс.т. Годовая добыча нефти и жидкости и соответствует 363,6 и 1566,7 тыс.т. при среднегодовой обводненности продукции 76,7%.

По сравнению с 1999 годом добыча нефти увеличилась на 16,1 тыс.т. (4,6%); годовая добыча жидкости - 478,7 тыс.т. (43,9 %), т.е. произошло постепенное увеличение показателей, чем в предыдущие годы.

Среднегодовая обводненность продукции в 2000 г. увеличилась на 8,7 %, чем в 1999 г.

Среднесуточный дебит скважин по нефти за последние пять лет изменился от 3 до 3,8 т/сут. На 01.01.2001 год дебит нефти 3,2 т/сут, что 0,2 т больше предыдущего. Среднесуточный дебит жидкости в течении пяти последних лет постепенно увеличился от 9,6 до 15,5 т/сут, в 1999 году дебит жидкости снизился до 1,7 т/сут. На 01.01.2001 г. дебит жидкости увеличился на 5,8 т и составил 15,5 т/сут.

Блок 6.

Начальные извлекаемые запасы 333 тыс.т., а балансовые - 739 тыс.т. степень выработки по состоянию на 01.01.2001 г. с блока 6 добыто 110 тыс.т. нефти и 212 тыс.т. жидкости.

За 2000 г. из блока отобрано 2 тыс.т. нефти, 13 тыс.т. жидкости при обводненности добываемой продукции - 79,1 %. По сравнению с прошлым годом добыча нефти незначительно увеличилась на 0,6 тыс.т. Увеличился объем закачки воды на 1,5 тыс.м3, уменьшилась обводненность добывающих скважин на 3,8%. Компенсация отбора закачки в целом по блоку - 0,99%. Пластовое давление в зоне нагнетания и в зоне отбора по сравнению с прошлым годом практически не изменилось 11,5 МПа и 11,4 МПа соответственно.

01.01.2001 г. составил 14,88%. Дебиты скважин как по нефти - 1,7т/сут., так и по жидкости - 8,1 т/сут. Ниже средней величины этого показателя по горизонту 3,2 т/сут. Соответственно.

2.2 Состояние фонда скважин 6 блока месторождения Узень

По сравнению на 01.01.2001 г. по месторождению с начала разработки пробурено 5587 скважин (в том числе 12 водозаборных), 710 из них ликвидировано, 448 - числится в категории контрольных (таблица 2.1).

Добывающий фонд составляет 3210 скважин, в том числе 2629 действующих, которые по способам эксплуатации распределяются следующим образом: фонтанных - 23 (0,9%), оборудованных ШТН - 2606 (99,1%). в последние годы газлифтный способ эксплуатации не используется (таблица 2.2.). Бездействуют 581 скважина (18,1%).

Динамика фонда скважин по месторождению Узень с начала ее эксплуатации представлена на рисунке 6.

По состоянию на 01.01.2001 г. с обводненностью не более 50% работали 19% добывающих скважин доля высокодебитных скважин (с обводненностью 70 % и более) увеличилась до 56,6%.

В таблице 5 представлено распределение скважин действующего добывающего фонда по дебитам жидкости и обводненности продукции. Для сравнения информации приведена на две даты: на 01.01.2001 год и 01.01.2002 г. По состоянию на 01.01.2002 год с обводненностью не более 50% работали 14,8 % добывающих скважин, что на 22,1% меньше по сравнению с 2000 годом. Доля высокообводненных скважин (с обводненностью 70% и выше) увеличилась в 2001 году до 62,1% (2000 г. -56,6%). В 2001 г. произошло уменьшение количества малодебитных скважин (qж до 5т/сут.) - на 105 единицы. Доля этих скважин в фонде уменьшилась с 27,9% до 23,3%.

...