15 гор север зап купол гот. В недрах Казахстана залегает 2% доказанных мировых запасов углеводородов
 Скачать 0.98 Mb.
|
1.6.2.Компонентный состав нефти и газаКак было отмечено выше, по проектируемому участку недостаточно информации для оценки текущих составов пластовой нефти и нефтяного газа. Поэтому, учитывая тот факт, что на начало разработки составы нефтяного газа по площади и разрезу каждого продуктивного горизонта изменялись незначительно, а процессы изменения свойств и составов нефти и нефтяного газа, описанные выше, касаются как месторождения в целом, так и участка, по которому составляется настоящий проект разработки (блоки 2а и 3), для обоснования текущих составов нефти и нефтяного газа привлечены все исследования, выполненные по скважинам ХIII-XVIII горизонтов месторождения Узень. По пробам однократного разгазирования пластовой нефти получены средние значения составов нефтяного газа и дегазированной нефти по горизонтам и отдельно по зонам, для которых приведены выше свойства пластовой нефти. Сопоставление текущих составов нефтяного газа и пластовой нефти с начальными свидетельствует об их изменении в сторону утяжеления, особенно в активно разрабатываемых зонах, что является вполне закономерным для той истории разработки, через которую прошло месторождение. Как при пластовом разгазировании, так и при заводнении пластовая нефть теряет легкие углеводороды – преимущественно метан и этан. Второй причиной утяжеления нефти являются процессы химического и бактериального окисления, активно проявляющие себя при закачке в пласт морской воды [7,63стр]. 1.6.3.Свойства дегазированной нефтиСвойства дегазированной нефти для непромытых зон, невовлеченных в разработку, в настоящем проекте приняты на уровне начальных, (табл.1.6.3.1) т.к. изменения, происшедшие в процессе частичного разгазирования касаются в большей степени пластовой нефти. Для обоснования текущих свойств дегазированной нефти активно разрабатываемых зон были привлечены все исследования устьевых и разгазированных глубинных проб нефти, выполненные начиная с 1985 года по скважинам основной залежи (ХIII-XVIII горизонты) месторождения. Все пробы были систематизированы по горизонтам. Привязка их к абсолютной отметке залегания показала, что, как и для пластовых нефтей, закономерность изменения параметров нефти по глубине и площади, имевшая место на начало разработки, нарушена. В связи с этим, свойства дегазированной нефти для дренированных зон рассчитаны, как средние арифметические,без привязки к глубине залегания (табл. 1.6.3.2). Сопоставление текущих параметров добываемой дегазированной нефти с начальными подтверждает существенные изменения, вызванные процессами разгазирования и окисления, о которых говорилось выше. По сравнению с начальными значительно увеличились плотность и вязкость добываемой нефти, возросло содержание асфальто-смолистых веществ, снизился выход светлых фракций. Таблица 1.6.3.1 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти. Участки, неохваченные заводнением
Таблица 1.6.3.2. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти. Участки, охваченные заводнением
1.7. Запасы нефти и газа Запасы нефти и газа по XIII-XVIII горизонтам месторождения Узень были утверждены ГКЗ СССР в 1966 году по материалам бурения и опробования 90 скважин, в том числе 32 добывающих и нагнетательных. Затем запасы нефти неоднократно пересчитывались: в 1974 г. по материалам более 600 скважин, в 1976 и 1979 гг. по результатам интерпретации данных 1400 и 2100 скважин, соответственно, и, наконец, в 1997 г. с использованием материалов более 5500 скважин. Последняя оценка запасов с учётом результатов бурения, полученных за последние годы, использована в настоящем проекте. Как видно из таблицы (1.7.1). суммарная величина запасов нефти, подсчитанных по количеству скважин более чем в 60 раз превышающему число скважин, имевшихся при утверждении запасов в ГКЗ СССР, различается всего на 4.5 % при расхождениях по отдельным горизонтам от 2.6 до 18.0 %. Таблица 1.7.1. Сопоставление начальных геологических запасов нефти, утверждённых ГКЗ СССР и оцененных на 01.01.2007 г.
Выполненные с 1974 г. переоценки запасов нефти не преследовали цели существенного уточнения величины запасов в связи со значительным увеличением объёма информации. Задачей первой работы было создание геологической основы для составления Проекта разработки, вторая должна была показать распределение начальных геологических запасов в отдельных пластах и блоках разработки, а две последние – дифференциацию начальных запасов нефти, в первую очередь, в пластах различной проницаемости. Оценки геологических запасов выполнялась по объектам, обоснованным исходя из коэффициентов распространения и слияния отдельных пластов коллекторов. В работе для дифференцированной оценки запасов было выделено шесть диапазонов проницаемости и обоснованы их границы, однако, в дальнейшем пришли к мнению, что такая детализация, во-первых, не соответствует точности определения проницаемости по ГИС, а, во-вторых, является достаточно громоздкой для использования при гидродинамических расчётах на ПЭВМ. Поэтому в настоящей работе принято три диапазона проницаемости 10-60, 60-240 и более 240х10-3 мкм2, объединяющие по два смежных диапазона, выделенные в работах. Следует отметить, что эти диапазоны близки к использовавшимся в СССР для анализа структуры запасов нефти по стране (менее 50х10-3 мкм2 – трудноизвлекаемые, 50-300х10-3 мкм2 – активные, более 300х10-3 мкм2 – высокопродуктивные). При дифференцированных оценках геологических запасов объёмы нефтенасыщенных пород определялись по картам эффективных нефтенасыщенных толщин, раздельно в пределах зон развития коллекторов различной проницаемости. Близость значений пористости между различными диапазонами проницаемости и объектами в пределах горизонта при большом объёме информации позволяет использовать для подсчёта запасов один коэффициент пористости для всех диапазонов проницаемости в целом по горизонту. В отличие от коэффициента пористости, влияние проницаемости коллектора на коэффициент нефтенасыщенности было установлено по керну более двадцати лет назад и подтверждено в работе. Наименее чётко закономерность наблюдается в низкопроницаемых коллекторах, очень широкий разброс точек здесь объясняется невысокой точностью определения параметров по ГИС для таких пластов, имеющих, как правило, маленькую толщину. Для всех пластов в одних и тех же диапазонах проницаемости характерны очень близкие значения нефтенасыщенности. Поэтому. для дифференцированной оценки запасов были приняты значения нефтенасыщенности не по отдельным пластам, а как средневзвешенной по толщине величины по каждому диапазону проницаемости в целом для горизонта [8,45стр]. Плотность нефти и пересчётный коэффициент, как обосновано в работе, принимались в целом по горизонтам с использованием информации, полученной в процессе поисково-разведочных работ и на начальной стадии разработки. С 2а-3 блоками связана практически четверть начальных геологических запасов нефти и нефтеносным является весь разрез с XIII по XVIII горизонты. Как видно из таблицы 1.7.1.2., более половины запасов XIII-XVIII горизонтов в 2а-3 блоках связано с коллекторами, имеющими проницаемость до 60х10-3 мкм2 и менее 10 % в высокопроницаемых коллекторах. Таблица 1.7.1.2. Начальные геологические запасы нефти. Структура запасов по проницаемости коллекторов. Блоки 2а-3
При этом, в большинстве объектов XIII, двух объектах XIV, двух объектах XV и одном объекте XVIII горизонтов с низкопроницаемыми коллекторами связано более 90 % запасов объекта. Как правило, эффективные средневзвешенные нефтенасыщенные толщины в этих объектах немногим превышают один метр, а иногда и не достигают такой величины. Поэтому, хотя число этих объектов составляет одну треть, их запасы не превышают 12,5 %. Запасы в высокопроницаемых коллекторах отсутствуют в десяти объектах, в одиннадцати не превышают 5 %, в шести – 10 % и только в двух объектах с суммарными запасами 14.6 % от запасов 2а-3 блоков содержится более 20 % начальных геологических запасов нефти в коллекторах с проницаемостью выше 240х10-3 мкм2 (табл. 1.7.1.2.). Структура запасов по 2а и 3 блокам мало отличается от средней по участку месторождения в пределах этих блоков (табл. 1.7.1.3., 1.7.1.4.). Можно лишь отметить значительно большее количество запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах по XV и XVII горизонтам во 2а блоке по сравнению с 3 блоком. Запасы газа в газовых шапках залежей А и Б XVII горизонта на Основном своде были утверждены ГКЗ СССР в 1966 году в объёме 1033 млн. м3, а в 1981 году были изменены в Государственном балансе на 564 млн. м3 по результатам работы, утверждённым ЦКЗ Миннефтепрома. Завышение запасов газа при первом подсчёте произошло потому, что при небольшом количестве скважин и немногочисленных результатах опробования оценка выполнялась не по пачкам, а в целом по горизонту и часть нефтенасыщенного объёма пород была отнесена к газонасыщенному. Таблица 1.7.1.3. Начальные геологические запасы нефти. Структура запасов по проницаемости коллекторов. Блок 2а
Таблица 1.7.1.4. Начальные геологические запасы нефти. Структура запасов по проницаемости коллекторов. Блок 3
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||