Д.т.н. Ахмеджанов Т.К., докторант Ph.D Нурабаев М.Б.

Казахский национальный технический университет им. К.И. Сатпаева

Казахстан, г. Алматы

АНАЛИЗ И ВЫБОР МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАЗАХСТАНА, ПРИГОДНЫХ ДЛЯ РАЗРАБОТАННОГО МЕТОДА ВОДОГАЗОПОЛИМЕРНО-МИНЕРАЛЬНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Актуальность проблемы повышения нефтеотдачи приобретает в связи с вводом в разработку казахстанских месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, где при традиционном заводнении КИН в редких случаях превышает значение 0,30. К таким объектом относятся многие месторождения Казахстана (например, Западная Прорва, Северный Котыртас, Матин и др.).

Кроме того, неуклонно возрастает в общем балансе остаточных запасов нефти доля залежей с коллекторами, которые преимущественно содержат нефти высокой и повышенной вязкости. Например, на сегодня общие извлекаемые запасы нефти по всем разрабатываемым месторождениям Эмбамунайгаз – составляют в пределах 70 млн.т. Из них более половины – это трудноизвлекаемые высоковязкие нефти. Запланированный КИН для таких месторождений, также, непревышает – 0,30, что связано с низким значением коэффициента вытеснения нефти водой.

В результате анализа горно-геологических характеристик месторождений Казахстана выбрано месторождение Матин для исследования разработанного метода водогазополимерно-минерального воздействия на пласт для повышения нефтеотдачи.

Месторождение Матин расположено в 30км к северо-востоку от действующего нефтепромысла Макат и административно входит в состав Кызылкогинского района Атырауской области и удалено от г. Атырау на 152км к севере-востоку.

В орографическом отношении район месторождении представляет собой местность типичную для южной части Эмбинского района. На фоне почти равнинной местности развиты многочисленные ссоры, заполняющиеся весной дождевыми и талыми водами. Соры, достигающие размеров по длине от 100м до 10км и ширине от 500 до 650м, в летнее время пересыхают. Большие ссоры образуются системами маленьких соров, соединенных между собой перемешками и заполненных преимущественно горько соленой рапой. Глубина соров достигает относительно местности 5 метров.

На площади Матина по результатам проведенных геологоразведочных работ в разрез среднеюрских и пермотриасовых отложениях были открыты газовые, нефтегазовые и нефтяные залежи.

В результате детальной пластовой корреляции с привлечением данных опробования и интерпретации промыслово - геофизических исследований, в среднеюрских отложениях было выделено три юрских продуктивных горизонта Ю - I, Ю - II и Ю - III и пермотриасовый продуктивный горизонт РТ-1.

Пласты - коллекторы продуктивных горизонтов литологически представлены песками, алевролитами и реже песчаниками. Ниже приводятся характеристика продуктивных горизонтов.

Ю - I продуктивный горизонт, к которому приурочена залежь нефти, вскрыт скважинами 1, 5, 6, 7, 8 - 15 прослеживается по всей площади и расположен в интервале глубин 623 - 758м. Общая толща изменяется от 33 до 38м. Эффективная толща колеблется от 8 до 29,6м. Эффективная нефтенасыщенная толщина 5-17,6м. Горизонт сложен 2-19 пластами - коллекторами разделенными глинами, при этом они сообщаются между собой и составляет единый гидродинамический резервуар. Коэффициент песчаности колеблется 0,24-0,79, в среднем -0,5.

Ю-П продуктивный горизонт, сложен 1-5 пластами коллекторами. Газовая и нефтяная залежь составляет 4 и 4м. Залежь пластовая, сводовая. Общая толщина колеблется от 15 до 32,2м. Эффективная толщина 2,8-26м. В пределах продуктивной части горизонт представляет единым пластом-коллектором, эффективная нефтенасыщенная толщина которого составляет 4м. Газонасыщенная толщина также равна 4м. Дебит газа колеблется 33,5-176тыс.м³/сут, дебит нефти 2,5-9,6м³/сут.

Ю-III продуктивный горизонт залегают в нижней части среднеюрского отдела и отделен от Ю-I горизонта песчано-глинистыми породами толщиной от 15 до 27км. К горизонту приурочена газовая залежь, установленной по результатам опробовании в пределах П-блока. Горизонт сложен 1-4 пластами-коллекторами. Эффективная толщина 2,4-12,2м, газонасыщенная толщина 3,8м. Коэффициент песчаности 0,44. Дебит газа 70530 м³/сут, площадь 393тыс.м. Залежь является пластовой, сводовой, тектонически экранированной.

РТ-1 продуктивный горизонт, залегающий на ангидритах кунгурского яруса нижней перми, вскрыт всеми скважинами кроме 5 и 8. К горизонту приурочена газовая залежь. Общая толщина 24-30,8м. Эффективная толщина 9,2-22,4м. Газонасыщенная толщина колеблется от 2,0-5,4м.

В скважине 9 и 11 пласты - коллекторы замещены глинистыми породами. В остальных скважинах вскрыт от 1 до 7 пластами коллекторами. Коэффициент расчлененности и песчаности, соответственно 3,8 и 0,57. Высота залежи 40,6м. Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная.

Газосодержание пластовой нефти продуктивных горизонтов изменяется от 5.14-7.6 м³/т, давление насыщения нефти газом составляет 1.64-2.23 МПа. Нефть месторождения тяжелая (средняя плотность - 0.937 г/см³), высоковязкая (средняя при 20ºС - 738-861 мПа • с), парафинистая (в среднем - 1.4-2% масс.), высокосмолистая (в среднем – 22.6-22.9% масс.).