Жетыбай геология

ВВЕДЕНИЕ 
 

         Многопластовое  крупное нефтегазовое  месторожденье Жетыбай было открыто  в 1961 году. В промышленную эксплуатацию  месторожденье вступило в 1969 году, в соответствии с технологической  схемой разработки ВНИИ дляIV   объекта, включающегоXI, XII, XIII горизонты; базисный горизонт объекта - XII  и горизонтXIII      рекомендовалось разбуривать по равномерной сетке 600х600 м при трех рядном размещении скважин в блоках шириной 2,4 км.

      В 1972 году составлена технологическая  схема разработки III  объекта (IXб, X горизонты), согласно которой залежи разбуриваются по равномерной сетке 600х600.

      В 1974 году ВНИИ составлена технологическая  схема разработки нефтегазовых залежей   V, VI, VIII   горизонтов, предусматривающая внутриконтурное нагнетание воды, как и нефтяные, так и в газонефтяные зоны залежей.

      В связи с тем, что все проектные  документы и решения были утверждены ЦКР Миннефтепрома в разное время  и касаются отдельных объектов эксплуатации месторожденья, 1976 г ВНИИ совместно  с КазНИПИнефть по заданию Миннефтепрома составлен комплексный проект разработки месторожденья Жетыбай. Этот проект утверждают ЦКР Мин СССР как проект  разведки трех объектов  (нижних горизонтов  XIII, XII,XIII ) и как технологическая схема трех объектов ( Vв+VIа, Vа+Vб  горизонты) разведки, а также выделены четыре возвратных объекта (  IV, VIб, IX, XI   горизонты). В проекте предусмотрено бурение скважин по самостоятельной сетке скважин для выделенных шести объектов.

      За  время, прошедшее после утверждения  объекта, выявился ряд дефектов, осложняющих разведку залежей и эксплуатацию скважин. Кроме того, в результате эксплуатационного разбуривания месторождения изменилось  представление о характере насыщения пластов флюидами отдельных залежей. Все это побудило постановку вопроса о пере составлении проектного документа. Проект был составлен КазНИПИнефть в 1980 году.

      Центральной комиссией по разведке нефтяных месторождений  СССР (протокол 845 от 30.01.80) было отмечено, что проект разведки ВНИИ (1976г) не может  быть использован для проектирования обустройства и было решено в 1980 году уточнить запасы нефти и газа, 1981 год выполнить работу по обоснованию коэффициентов нефтеотдачи залежей на базе новых представлений о геологическом строении месторождения и, основываясь на этих работах составить новый проект разведки месторождения. Упомянутые работы были выполнены и в 1982 году институтом КазНИПИнефть составлен "Уточненный проект разведки месторождения Жетыбай", согласно которому каждый продуктивный горизонт  выделен в качестве объекта разведки (II  объектов). Всего для выделенных объектов рассмотрено пять вариантов разведки месторождения в целом.

      Совещание в Управлении разведки по рассмотрению этого объекта (протокол от 17.01.84г) отметило, что в представленной работе не приводится сравнение базового варианта с  вариантами, рассмотренными в проекте. Рассмотренные варианты не обеспечивают вовлечение в разведку всех извлекаемых запасов  нефти принятых на баланс ЦКЗ, хотя обеспечивают извлечение запасов, утвержденных ГКЗ СССР(варианты 4 и 5); сроки разбуривания месторождения растянуты (53 года); не рассмотрен также вариант ускоренного разбуривания основных (до30 лет) и опережающего разбуривания основных объектов  (  VIII, X, XII, XIII  горизонтов) с продолжительными стабильными уровнями отбора жидкости ; в работе имеют место и другие недостатки, на которые было указано в заключениях экспертизы ВНИИ и Управлении нефтегазодобычи. Решением Управления разведки Миннефтепрома институту КазНИПИнефть поручено доработать представленный проект  в соответствии с замечаниями.

      Уточненный  проект разведки месторождения Жетыбай  в соответствии с вышеуказанными замечаниями представлен тремя  вариантами: 1 вариант базовый - продолжение  разбуривания по проекту ВНИИ (1976г) с общим количеством скважин 1643, в том числе для бурения - 833; 2 и 3 варианты отличаются  плотностью  сетки скважин для 2 варианта всего 2279, в том числе для бурения - 1519, а для 3 варианта всего 2783, в том числе для бурения - 2023 скважин.

      Основные  положения и принципы такие как: геологические  характеристики залежей, выделение эксплуатационных объектов, общее количество скважин для разведки в рекомендуемых вариантах, а также вопросы предупреждения  осложнений в добыче нефти, изложенные в настоящем отчете, аналогично  соответствующему  материалу  рассмотренному  17.01.84 года в Управлении разведки.

      К внедрению рекомендован 2 вариант, обеспечивающий стабильную добычу в течение 18 лет  и извлечение утвержденных запасов. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

I.1.  Общие  сведения по месторождению

      Месторождение Жетыбай расположено в западной части полуострова Мангышлак  и по административному подчинению входит в часть Каракиякского  района Мангистауской области Республики Казахстан. Ближайшие к месторождению  населенными  пунктами являются  поселок Жетыбай (1км), районный центр Курык (60 км), город Новый Узень (70 км), город Актау 80 км.

        В орфографическом отношении  район представляет собой слабобезхолменное  обширное плато, плато погружается  в юго-западном направлении. Отметки  рельефа изменяются от 145 до 170 метров.

      Климат  района резко континентальный. Атмосферных  осадков выпадает до 140 мм в год. Абсолютная максимальная температура воздуха +47*С, абсолютно минимальная -35*С. Среднегодовая  температура воздуха +10*С, район характеризуется  сильными ветрами и пыльными бурями. Преобладают ветры северо-восточного направления. Глубина промерзания грунта достигает 1 метра.

      Промышленная  нефтегазоносность месторождения  установлена в 1961 году. Добыча нефти  из месторождения ведется НГДУ "Жетыбайнефть" производственного объединения "ММГ". Эксплуатационное бурение проводится Жетыбайским управлением буровых работ.

I.2.     Стратиграфия 

     Месторождение Жетыбай приурочено к крупной  антиклинальной складке субширотного простирания. По структурной поверхности 1 юрского горизонта размеры ее 22х6 км при амплитуде поднятия 65 метров. Структура довольно пологая. Углы падения увеличивается с глубиной от 2 30 до 5 .

     Глубокими разведочными скважинами на месторождении  вскрыта трехкилометровая толица осадочных  пород от верхнетриасового  до четвертичного возраста, из который отложения юрской системы являются промышленно-нефтеносными.

           Юрская система  представлена нижним, средним и верхним  отделами. Отложения юры  характеризуются  чередованием прослоев песчаников, алеврагитов, глин и аргиллитов общей толщиной 1300 м. Толщина отложений нижней юры 100-120 метров. Среднеюрский отдел состоит из отложений ааленского , байосского и батского ярусов.

           В разделе ааленского яруса выделены ХIII  и XII  горизонты. Общая толщина отложений 165-200 метров.

     В байосском ярусе выделены XI, X, IX, VIII, VII горизонты. Обща толщина отложений 335-365 метров.

     В батском ярусе выделены VI, V, IV, III продуктивные горизонты. Общая толщина яруса 225 метров.

     Верхний отдел состоит из келловейского, оксфордского и кемериджского ярусов. В нижней части келловийского яруса выделяется I и II продуктивные горизонты. Общая толщина верхнего отдела 450-460 метров. В разрезе юрских отложений выделено 13 продуктивных  горизонтов.

     Газовые залежи в I горизонте , нефтяные залежи в IV (пласты 1 и 2), V (б1+б2, в1+в2+в3),VI(б2+б3), VII(1-6,8+9), VIII(а4) , IX(3,4), X, XI(5, 6+7,8,9) и XII горизонтах, а нефтегазовые залежи в II(б1+б2), III(1+2, 3, 4+5,6),V(а),VI(а1+а2,б1), VIII(а1,а2+а3,б1,б2+б3), IX(1+2), XI(1+2+3+4,5) и XIII горизонтах.

     Особенности залегания продуктивных горизонтов, характер распространения их залежей  по площади, обоснование ВНК и  ГНК подробно освещены в отчете КазНИПИнефть за 1980 год "Уточнение строения и  емкостно-фильтрационных свойств залежей  Н и Г месторождения Жетыбай" В этом параграфе приводится лишь таблица 1, характеризующая строение продуктивных горизонтов по разрезу и площади,  таблица 2 регламента о средних  абсолютных отметках ВНК и ГНК. 

     V  ГОРИЗОНТ 

     V горизонт отделяется от IV  глинистым разделом, мощность 5-10 метров. Коэффициент слияния горизонтов равен нулю. В этом горизонте мощность которого составляет 70-75 метров прослеживаются 7 пластов ,объединенные в три пачки  А,Б,В, разделенные выдержанными по мощности глинистыми разделами. ВЫ пачке А выделен  один пласт "а", к которому приурочена нефтегазовая залежь.

     В пачке Б выделены два пласта "б1" и "б2", имеющие коэффициенты распространения 0,94-0,98 и слияния - 0,34. К этой пачке  приурочена самостоятельная нефтяная залежь.

     В пачке В выделено четыре пласта , причем верхние два пласта "в1" и "в2" характеризуются относительно повышенным коэффициентом слияния 0 0,34. К данным пластам приурочена залежь нефти "в1+в2".

     Сообщаемость  пластов "в2" и "в3"  крайне низкая Ксл=0,05. Пласт "в3" фактически изолирован и от нижележащего пласта "в4" (Ксл=0,05). К пласту "в3" приурочена самостоятельная залежь нефти. Нефтяная залежь пласта "в4" выделена условно и оценка запасов по данному пласту не приводилась. Размеры залежей пластов "а", "б1+б2", "в1+в2", "в3" соответственно равны :15,5х4,8км (газовой шапки - 8,4х2,2; Vпор=0,25), 16,8х5км, 14х3,2км, 10,8х1,8км.

     Горизонт  V раньше подразделялся на три подгоризонта Vа, Vб, Vв. В настоящей работе выделено четыре подгоризонта  Vа, Vб, Vв, Vг.   Общая его мощность 65-75 метров.

     1.Подоризонт Vа расположен почти повсеместно в пределах площади месторождения за исключением незначительной зоны на северном крыле структуры. Литологически он представлен преимущественно монолитными песчаниками, реже с включением одного или двух глинистых прослоев мощностью 1,2 км залегающих в виде линз. В связи с этим подгоризонт расчленяется на 2 или 3 песчаных пласта  Vа1, Vа2, Vа3, мощность которых изменяется от 0,5 до 16 метров. Однако в большинстве скважин    подгоризонт представляет собой  монолитный пласт. Общая мощность горизонта колеблется от 5м до 23 м, и составляет в среднем 9,5 м.

     К горизонту приурочена пластовая, сводовая ,нефтегазовая залежь подпираемая краевой  водой.

     Первоначальное  положение ВНК было принято на абсолютной отметке 1750 метров, этаж газоносности нефтегазовой залежи составляет 23 м, а этаж нефтеносности 2,5 м. В пределах внешнего контура нефтеносности (1750м) залежь имеет длину 17,7 км, а ширину до 4,7 км.

     Площади газовой, газонефтяной, нефтяной и водонефтяной зон составляет соответственно 4,5%, 26%,50,4%, 19,1% всей площади залежи. Запасы нефти в газонефтяной, нефтяной, водонефтяной зонах составляет 18,7 %, 65,3%, 16%.

     Объем занятой нефтью в 4,6 раза превышает  объем занятой газом. Подгоризонт  Vа  отделяется от ниже залегающего подгоризонта Vб  выдержанным по простиранию глинистым разделом мощностью 4,6-22м, средняя мощность которого равна 12,5м.

     2.ПодгоризонтVб. Общая мощность изменяется от 5 до 26 м. Он характеризуется очень сложным геологическим строением. К подгоризонту приурочена пластовая, сводовая, нефтяная залежь подпираемая краевой водой. По геофизическим данным скважин ВНК отбивается на абсолютных отметках 1769-1780, на основаны опробовании скважин и данных геофизики были выявлены  три зоны с различным положением  ВНК.

     I зона расположена в западной части структуры с ВНК 1770-1772 м.

     II зона находится в центральной части структуры с ВНК 1777-1780 м. Таким образом с запада на восток отмечается наклонное положение ВНК, то есть это с 1770 до 1780 .

     Этаж  нефтеносности  с запада на восток  изменяется от 41 до 51 м, в пределах внешнего контура нефтеносности (1770-1780м) залежь подгоризонта Vб имеет длину 16 км, а ширину 4,7 км.

     Площади нефтеносной и водо-нефтеносной  зон составляют  соответственно 77,4%, 22,6% от площади залежи. Нефтенасыщенная мощность  в нефтяной зоне изменяется от 1,4 м до 20,2 м, а в водо-нефтеносной зоне изменяется от 0 до 14,1 км. Запасы нефти в нефтеносной и водо-нефтеносной зонах составляют 85,1% и 14,9% .

     Подгоризонт Vб отделяет от нижележащего подгоризонта  Vв глинистым разделом  , мощность 0-26,8м при средней мощности 10,9м.

     3.Подгоризонт Vв , в нем отмечаются три глинистых прослоя . Общая мощность подгоризонта Vв при расчленении на три пласта  составляет 12-13м, а при расчленении на 4 пласта колеблется от 18 до 20 м.

     На  основании результатов опробования  скважин и геофизики первоначально  ВНК  был принят  на абсолютной отметке 1780 м. В связи с этим этаж газоносности  составляет 12 м, а этаж нефтеносности равен 17 м в пределах внешнего контура  нефтеносности. Нефтегазовая залежь подгоризонта Vв имеет длинну 15,6 км, а ширину 4 км. Площадь нефтегазоносной , нефтяной, газо-нефтеносной и водо-нефтеносной составляют соответственно  25,8%, 12%, 5,5%, 56,7% от площади залежи подгоризонта.