Каспийский Общественный Университет,
Казахстан, 050000, г. Алматы, пр.Сейфуллина, 521
Узеньское нефтяное
месторождение, расположенное на юге Мангистауской области, одно из крупнейших в
Казахстане, с начальными геологическими запасами нефти 1 054 млн. тонн. С
самого начала разработки Узеньское месторождение занимало ведущее место в
развитии нефтегазовой промышленности Казахстана, выполняя роль лидера по уровню
добычи нефти и газа и применению достижений науки и техники в нефтедобыче.
Месторождение было
открыто в 1961 году, в январе месяце был получен фонтан газа из альбского
яруса, а затем в декабре месяце – фонтан нефти из юрских отложений. Центр
добычи — город Жанаозен.
Отложения, включающие
продуктивные горизонты месторождения Узень, являются терригенными, континентальными и
лагунно-континентальными среднеюрскими образованиями байосского и ааленского
ярусов.
Литологически породы на
месторождении представлены частым и неравномерным чередованием песчаников,
алевролитов и глин, содержащих большое количество углистых растительных
остатков и отпечатков флоры, присутствуют тонкие линзовидные прослои углей.
Текстура пород горизонтальная, пологоволнистая, неяснослоистая, линзовидная,
реже массивная. Для пород характерна как вертикальная, так и латеральная
литологическая изменчивость.
Песчаники
преимущественно мелкозернистые, с подчиненными прослоями среднезернистых
разностей, с различной степенью цементации. В зависимости от содержания
рассеянного обугленного растительного детрита и глинистого материала окрашены в серые до темно-серых,
буровато-серые тона.
Алевролиты неравномерно
песчанистые, с включениями мелкого и крупного обугленного растительного
детрита, темно-серые.
Глины серые и
темно-серые до черных содержат значительное количество мелкого, реже крупного
обугленного растительного детрита.
Черное
углисто-глинистое вещество распределено, в основном, по слоистости в виде небольших линз и включений.
Основными
породообразующими компонентами песчаников и алевролитов являются обломки
кремнистых, слюдисто-кремнистых, глинистых и эффузивных пород, зерна кварца и
полевых шпатов, листочки мусковита и биотита. Форма зерен угловатая или
полуокатанная. Цемент по составу глинистый, основным компонентом в нем является
каолинит с примесью гидрослюды и хлорита. Тип цемента пленочный гидрослюдистый, поровый каолинитовый, порово-пленочный,
крустификационный хлоритовый и, редко, порово-базальный глинистый.
Содержание
средне-крупнозернистого материала, (сумма фракций 0,50-0,25, 1,0-0,50 и >
1,0 мм) увеличивается с глубиной. Так в породах верхнего горизонта его
количество составляет 3,94 %, в средних горизонтах - 12,6 и 11,39 %
соответственно, и максимальное значение содержания этого материала в породах нижнего
горизонта, где оно достигает 21,92%. Тенденция увеличения с глубиной отмечается
и по фракции 0,25-0,10 мм.
В общем, содержание
песчаных фракций 1,0-0,1 мм в породах составляет 36,73%, увеличиваясь вниз по
разрезу до 67,51 и 68,54% соответственно.
С увеличением вниз по
разрезу содержания средне-крупнозернистого материала песчаных фракций,
уменьшается содержание зерен алевритовой размерности с 31,05% до 13,14%. Также
уменьшается и содержание глинистых частиц (фракция < 0,01 мм) с 29,72% до
18,99% соответственно.
В целом содержание
мелкопесчаной и алевритовой фракций (0,25-0,10 и 0,10-0,01 мм) по горизонтам в
породах-коллекторах составляет более 50 %. Так в коллекторах среднее содержание
этих фракций равно 63,84 - 57,73%.
Среднее значение
карбонатности пород низкое, варьирует от 0,34 до 2,5 %.
Особенности
геологического строения предопределили развитие в юрской продуктивной толще
Южного Мангышлака (включая и месторождение Узень) гранулярных коллекторов
порового типа. Промышленно продуктивными коллекторами на месторождении Узень,
служат песчаники и алевролиты, емкостно-фильтрационные свойства которых, обусловлены гранулометрическим и
минералогическим составом обломочной части, составом и количеством цемента,
способом цементации, то есть факторами, определяющими структуру порового
пространства пород. [2]
Пористость продуктивных
пород-коллекторов изменяется в достаточно широких пределах от нижнего предела
до 30,7% до 20,6%. Средне по горизонтам величины пористости уменьшаются с
глубиной от 21,8 до 16,6% в соответствие с закономерностью, установленной для
юрской продуктивной толщи Южного Мангышлака.
Проницаемость
коллекторов колеблется в очень широком диапазоне – от 0,001 (нижний предел) до
1,261 мкм2. При этом средние значения проницаемости по горизонтам не
превышают 0,1 мкм2. [2]
По сравнению с 1979 годом
средняя проницаемость по горизонтам на сегодняшний день значительно изменилась,
и это, скорее всего, свидетельствует не о недостаточном количестве образцов для
оценки средней величины проницаемости, а об очень высокой неоднородности
последней. В таких условиях следует, видимо, в первую очередь, говорить не о
средней величине проницаемости по горизонту, а рассматривать распределение
параметра по площади и разрезу продуктивных горизонтов.
На месторождении Узень продуктивные горизонты представлены
терригенными породами.
Изучение состава и
свойств нефти и газа нижнего этажа нефтеносности месторождения Узень началось в
1966 году с опробования первых разведочных скважин.
Обобщение результатов
исследований и определение начальных характеристик пластовой и дегазированной
нефти, растворенного и свободного газа выполнялось при составлении
Технологической схемы разработки куполов месторождения Узень [1], в Проекте
разработки [2,3], в рамках контроля
за разработкой [4], в отчетах по изучению физико-химических свойств нефти и
газа месторождения Узень [2].
Свойства пластовой нефти
изучались по пробам из скважин, распределение которых было по куполам.
Для обоснования свойств
нефти в поверхностных условиях на начало разработки было отобрано и исследовано
приблизительно 60 проб дегазированной нефти по скважинам.
Отбор качественных
глубинных проб пластовой нефти в значительной степени зависит от подготовки
скважины и технологии отбора. Система подготовки скважин к отбору глубинных
проб нефти, как правило, бывает следующая:
-ввод пробуренной
скважины в работу на режиме, обеспечивающем вынос с забоя скважины буровой
жидкости и технической воды;
-продолжительность
работы скважины с целью очистки не должна превышать 7-10 дней во избежание
образования глубокой депрессионной воронки;
-одновременно с
отработкой скважины производится ее обустройство лубрикаторной площадкой;
-остановка скважины
для восстановления пластового давления со снятием кривой давления;
-определение
пластовых температуры и давления после образования на манометрической
картограмме прямолинейного участка кривой, свидетельствующего о восстановлении
пластового давления до величины, близкой к начальной;
-пуск скважины в
работу на практически возможном минимальном режиме с целью вызова притока
пластовой нефти к забою;
-продолжительность
работы на этом режиме определяется временем, необходимым для притока пластовой
нефти в количестве, равном объему НКТ;
-отбор не менее 3-х
параллельных проб на глубине, максимально приближенной к интервалу перфорации;
-отбор проб
дегазированной нефти производился из выкидных линий на устье представителями
тех организаций, которые выполняли анализ, и промысловыми работниками.
Исследования глубинных
проб проводились в лабораториях на установках высокого давления, позволяющих
моделировать пластовые условия по давлению и температуре.
В процессе исследования
пластовых проб нефти по каждой скважине выполнялись следующие эксперименты:
-опыт объемного
расширения пластовой нефти;
-опыт однократного разгазирования;
-определение
вязкости пластовой нефти.
В результате опыта
объемного расширения пластовой нефти получены значения давления насыщения и
средний коэффициент сжимаемости пластовой нефти в диапазоне давлений от
пластового до давления насыщения.
При однократном
разгазировании пластовой нефти до стандартных условий определялись
газосодержание, объемный коэффициент, плотность пластовой нефти, коэффициент
растворимости газа в нефти, усадка.
Вязкость пластовой нефти
определялась на вискозиметре высокого давления ВВДУ с катящимся шариком при
пластовой температуре.
Основные
физико-химические свойства нефти, сепарированной до стандартных условий,
определялись в лабораториях по следующим стандартам: плотность; кинематическая
вязкость; объемный выход фракций (НК-100°С, 100-150°С, 150-200°С, 200-250°С,
250-300°С); температура застывания нефти; температура плавления парафина;
содержание: силикагелевых смол; асфальтен; парафинов. [2]
Компонентный состав газа
однократного разгазирования определялся на приборах и хроматографах с
определением содержания неуглеводородных и углеводородных компонентов. В
качестве газоносителя использовался гелий.
Нефтяные залежи содержат
в большинстве случаев легкую нефть, флюид из газовых залежей представляет собой
конденсат, из нефтегазовых залежей, перфорированных одновременно в газо- и
нефтенасыщенном интервалах – смесь нефти с конденсатом.
Результаты исследований
глубинных проб нефти, основной свод исследования
нефтяной залежи верхнего горизонта представлены глубинной пробой нефти,
отобранной из интервала 1380-1390 м. Получено давление насыщения, близкое к
пластовому (12,6 МПа). Нефть с плотностью 0,758 г/см3 содержит в
пластовых условиях около 60 м3/м3 растворенного газа,
коэффициент растворимости газа в нефти составляет 4,8 м3/м3*МПа.
Проба нефти из интервала
1642-1653 м нефтегазовой залежи среднего горизонта содержит нефть с плотностью
0,823 г/см3 и газосодержанием 65 м3/м3.
Результаты исследований
глубинных проб нефти являются представительными и могут быть использованы для
характеристики пластовой нефти.
Таким образом, особенности геологического строения месторождения Узень
связалыс развитием гранулярных коллекторов порового типа в юрской продуктивной
толще. Промышленно продуктивными коллекторами служат песчаники и алевролиты, которые
обладают большими емкостно –фильтрационными свойствами. Пористость продуктивных
пород –коллекторов изменяется в пределах от 20,6% до 30,7%. Проницаемость коллекторов колеблется
тоже в очень широком диапазоне ( до 1,261 мкм2 ). В целом,
продуктивные горизонты на месторождении представлены терригенными породами с
большими емкостно - филтрационными свойствами, что и предопределили большие
запасы УВ месторождения Узень.
Литература
1. Инструкция о
содержании, оформлении и порядке представления в Государственную комиссию по
запасам полезных ископаемых (ГКЗ) материалов по подсчету запасов нефти,
природного газа, конденсата и попутных компонентов. 2004г.
2. Коростышевский М.Н.
Обоснование нижних пределов коллекторов на новых месторождениях Мангышлака в
юрской продуктивной толще. Сборник научных трудов КазНИПИнефти, вып. 17, 1990
г.
3. Методические указания
по созданию постоянно действующих геолого-технических моделей нефтяных и
газонефтяных месторождений (часть 1. Геологические модели) М., ОАО «ВНИИОЭНГ»,
2003 г.
4. Быков Н.Е., Софронов
С.В и др. Проект разработки месторождения Узень. Фонд ПФ «Озенмунайгаз», 1987
г.