Месторождение Жетыбай

Нефтенасыщенная мощностьизменяется от 0 до 10 м. Подгоризонт Vг отделен от нижележащего подгоризонта VIаглинистым разделом мощность. 0-21,6м, а средняя мощность которого равна 9,1 м.

I.3.Тектоника

Месторождение Жетыбай расположено в пределах Южно-Мангышлакского прогиба, характерной  особенностью которого является разобщение его зонамипоперечных поднятийна несколько глубоких впадин. На северном борту прогибарасположена Жетыбай-Узеньская и Кокулебайская тектонические ступени, южной границей которых является глубинный разлом , фиксируемый фазой по IIIг отражающему горизонту.

На Жетыбай-Узеньскойтектонической ступенивсе выявленные структуры являются асимметричнымибрахиантиклинальнымискладками  с пологими северными и крутыми  южными крыльями зауженными западными  и более широкими восточными переклиналями. На всех изученных структурахотмечается ундуляция осей. Все структуры являются унаследованными , так- как фиксируется почтиполное совпадение их структурных планов по отдельным горизонтам.

В тектоническом  отношении месторождение Жетыбай  представляет собой крупную пологую  асимметричную брахиантиклинальную структуру, вытянутую в субширотном направлении.

В пределах продуктивной толщи с глубинойувеличиваются  углы падения пород на крыльях  структуры от 2 30 до 5 30 и уменьшаются  ее размеры.

В западной и  восточной частях структуры вследствие ундуляция длинной оси выделяются соответственно 1-3 и 2-4 небольших куполка. Детальное изучение строения продуктивных отложений Жетыбайского месторождения, особенностей распределения газа, нефти и воды по площади и разрезу позволяют предположить, что в пределах Жетыбайского поднятия, видимо имеется ряд тектонических нарушений, как продольного так и поперечного направлений.

Предполагаемое  тектоническое нарушениеширокого  простирания было выявлено в процессе изучения причины изменения положения  отметок ВНК по залежи подгоризонтаViб врайоне западной переклинали поднятия. Как следует из геологического профиля на фоне общего подъема сводовой части Жетыбайского поднятия, особенно по верхним горизонтам довольно четко выделяются две поперечные флексуры. Которые как бы делят площадь месторождения на три участка: восточный, основной по размерам, западный и разделяющий их сравнительно узкий , средний.

Ниже по разделу, в XI-XIII горизонтах эти флексуры видимо переходят в разрывные тектонические  нарушения.

По данным промысловой геофизики, анализ характера насыщения песчаных пластов и прослоевпесчано-глинистых пачек XI горизонта позволил выявить следующую закономерность: песчаные пласты даже при относительно хорошей коррелируемости на различных участках площади месторождения можно включать залежи нефти самостоятельными ВНК , то есть иногда эти песчаники насыщены водой на более высоких гипсометрических отметках, по сравнению с нефтеносными

Т.О .изучение, геолого-промыслового материала по Жетыбайскому месторождению  указывает на возможность наличиятрех малоаплитудных тектонических нарушений - одного продольного и двух поперечных.

Описанные нарушения  являются пока только предполагаемыми. Для их более обоснованного подтверждения  необходимы дополнительные данные, которые  могут быть получены при дальнейшем разбуривании залежей и особенно при проведении гидропрослушивания между скважин расположенными в соседних блоках.

I.4. Коллекторскиесвойства

Емкостно-фильтрационные свойства пластов-коллекторовпродуктивных  горизонтов подробно освещены в работе , в которой обосновываютсяметодика определения и принятия величины нижних значений искомых параметров с применением методов математико-статистического анализа.

Пористость пород-коллекторов  закономерно убывает от верхних  горизонтовк нижним . Самое высокоесреднее значение открютой пористостиопределенное по результатам анализов кернов для коллекторов I горизонта (0,218); самое низкое (0,173-0,175) для XII и XIII горизонтов.

Проницаемостьизменяется от 0,001 мкм2до несколько десятых долей  мкм2. В среднемзначение параметра для большинствагоризонтов не превышает 0,1 мкм2 изменяется без какой-либо закономерности. Нижний предел проницаемости для нефтеносных пластов-коллекторов - 0,003 мкм2, для газовых - 0,001 мкм2.

Остаточнаянефтенасыщеность  в газоносных пластах изменяется от 0,06 до 0,10. На этом основании газонасыщенность принята с поправкой на указанную величину. Принятые для подсчета запасов начальные коэффициенты нефте и газоносностиприведены в таблице 1.3.

I.4.1. Толщина горизонтов

В результате комплекснойинтерпретацииданных промыслово-геофизических исследований проведено детальное разчленениепродуктивного разреза на горизонты и пласты, определена их стратиграфическаяпривязка, выделены проницаемые пласты-коллекторы , определены величины газо и нефтенасыщенных толщин пластов.Принятые значения толщин по горизонтамприводится в таблице 1.4.

1.4.2. Показатели неоднородности  пластов.

Дляхарактеристики геолого-физических свойств пласта и количественной оценкигеологической  неоднородности распространены коэффициенты песчанитости, расчлененности и распространенияпластов. В таблице 5 приведены средние величины коэффициентов вариации песчанитости для III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонтовсоставляет 30-36% и подтверждают, что по песчанитости указанные горизонты являются более однородными, чем IX иXгоризонты , по которым коэффициенты вариации составляют 59 и 65 %. Наиболее расчлененными являются коллекторы IV, V, VIII, X, XI горизонты, а по степени изменчивости расчлененности более однородными являютсяколлекторы III иIVгоризонтов (W=26-30%). По Степени выдержанности пласты-коллекторы эксплуатационных объектов характеризуются различными значениями коэффициентов распространения и изменяются различными от 0,35 до 1,0.

Наиболее однородными  по степени выдержанности являются III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонты. Наибольшая изменчивость свойственна пластам VII, IX, X, XI горизонтов.

1.5. Запасы нефти и  газа

Со времени  последнего утверждения в ГКЗ  запасов нефти и газа в 1970 году на месторождении Жетыбай пробурено более 300 скважин, получены новые данные, уточняющие строение залежей, их границы, распределение по нимнефтенасыщенной и газо-насыщенной мощности.

В связи с  этим для составления проекта  разработки рассматриваемых залежей  необходимо было произвести переоценку запасов с учетом данных по вновь пробуренных скважинам по состоянию на 1 января 1976 года.

Прежде всего  необходимо отметить, что за время  после утверждения запасов на месторождении была открыта еще  одна нефтяная залежь, связанная с  верхней пачкой IV горизонта. Оценка подсчетных параметров этой залежи для определения содержащихся в ней запасов нефти приведены выше, при изложении геологического строения и характеристики залежей IV горизонта.

Увеличение запасов  нефти залежи подгоризонта Vб связано  с увеличениемплощади нефтеносности в основном в районе восточной приклинали и юго-восточного крыла, где отметка ВНК , вместо ранее принятой - 1770м, взята по данным скважины 703, равной - 1779м. Площадь залежи увеличилась более чем на 407 км2 (8,5%), кроме того в том районе рядом скважин (709, 737) вскрыта нефтенасыщенная мощность более 20м. Так, что частично увеличение запасов осуществлено и за счет некоторого роста средней нефтенасыщенной мощности.

По залежи подгоризонта Vв наибольшее увеличение запасов  нефтипроизошло за счет роста средней нефтенасыщенной мощности. Наибольшие изменения имеются в запасах свободного газа.

В основе роста  запасов свободного газа по подгоризонту VIIIа+б лежит увеличение на 40% (6,7км2) площади газоносности и среднего значения газонасыщенной мощности на 0,6м, что составляет 22% от ранее утвержденной.

В целом по месторождению  в пределах рассматриваемых горизонтов (IV-XIII), балансовые запасы нефти увеличились  на 9,2% (30 млн.т) против утвержденных ГКЗ. Однако следует отметить, что в  это число входят запасы нефти залежи IV горизонта (19,3 млн.т), которые в ГКЗ не рассматривались. Таким образом по существу разница состоит 10,7 млн.т или 3,3 %.

Сравнительно  наиболее благоприятными условиями  обладают залежи подгоризонтов VаиVб, по которым большая часть запасов нефти связана с нефтяной зоной.

Залежь подгоризонта Vв единственная, в которой запасы нефти сосредоточены во всех возможных  для нефтегазовых залежей зонах - газонефтяной и водонефтяной, причем в последнем заключена почти  половина всех запасов.

За период прошедшей  после утверждения запасов нефти  и газа (1970-1980гг) получен обширный положительный материал, уточняющий представление о геологическом  строении залежей и объемах нефти  и газа. Так за указанный период на месторождении пробурено 700 скважин, получены новые данные по опробованию скважин. При рассмотрении в 1980 году проекта разработки данного месторождения представленного институтом КазНИПИнефть Центральная комиссия по разработке обязала институт представить в 1981 году проект кондиции в ГКЗ СССР и подсчет балансовых запасов нефти в месторождении Жетыбай. В ЦКЗ Миннефтепрома институтом КазНИПИнефть была выполнена работа по переоценке балансовых запасов нефти и газа. В начале 1981 года КазНИПИнефть совместно с ВНИИ составили проект кондиции. Балансовые запасы нефти и газа по пластам и месторождению в целом приведены в таблицах 6 и 7.

1.5.1. Физико-химическая  характеристика нефтей.

Изучение физических свойств пластовых нефтей было начато с 1968 года. Основной объем исследования был выполнен в наиболее благоприятный для этого период опытной эксплуатации. Следует отметить, чтобольшая часть исследований приходится на 12 горизонт. На каждой из других горизонтов находится значительно меньше экспериментального материала, а наиболее нуждающийся в дополнительном изучениифизико-химических свойств насыщающих пластовых жидкостей и газов V, VI, XI горизонтов.

1.5.2. Свойства пластовой  нефти.

В направлении  от верхних горизонтовк нижним происходит увеличение давления насыщения, температуры,газонасыщенности (от 85 до 161 м3/т), объемного коэффициента (от 1,25 до 1,41) и уменьшение таких параметров , как плотность нефти ( от 0,77 до 0,7 г/см3), вязкости (от 3,04 до 1 спз).

Одной из особенностей проявившиеся при сопоставлении  результатовисследования, глубинных проб нефтей различных горизонтов является относительно постоянная величина превышения давления насыщения на ГНК над его значением в зоне ВНК. Для всех горизонтовнезависимо от этажа нефтеносности, а она составляет 50-60 км/см2.

1.5.3. Свойства дегазированной нефти.

Нефти рассматриваемогокомплекса  продуктивных отложений можно условно  подразделитьна 2 группы. К первой можно  отнестиIV - VI горизонтов с относительно повышенными значениями вязкости( динамическая вязкость при 50*С - 25-30 спз), плотности (0,86-0,87 г/см3) и большим содержанием асфальтено-смолистых компонентов (15-17%).

Ко второй группе относятся нефти VIII-XIII горизонтовс  более благоприятной фильтрационной характеристикой. Плотность определяется от 0,833 до 0,850 г/см3, вязкостьпри 50*С от 8 до 12 СПЗ, содержание асфальтно-смолистых веществ не превышает 8-9 %.

Особенности всех рассмотренных нефтейявляется большое  содержание высокомолекулярных парафиновых  углеводородов(18-25%) , обуславливающих  застывание нефти при температурах +28, +34*С. Начало выпадения парафина зафиксировано при температурах в диапазоне 37-48*С.Содержание серы невелико, в среднем 0,2%.

По анализам глубинных проб попутный газ нефтей V-XII горизонтовимеет удельный вес 1,058-1,175 г/л, содержание метана62-67%, углекислый газ 0-1,2%, азота 4,04-10,85%.

1.6. Вывод по геологической  части.

Нефти всех горизонтов месторождения Жетыбай близки по своим физико-химическим свойствами относятся по всему типу к легким, малосернистым с высоким содержанием  парафинов и смол.

Отличается закономерный характер изменения физико-химических свойств нефтинаправленный в сторонуутяжеления нефтей вверх по разрезу с одновременным увеличениемих вязкости и уменьшения газосодержания. В составе нефти вверх по разрезуувеличивается содержание смол, парафинов и кокса.

На основании  комплексного изучения геолого-промысловой  характеристикиэксплуатационных объектов месторождения и результатов  проектирования его разработки можно  сделать следующие выводы:

* В разделе  продуктивной толщи вскрыты газовые,  нефтегазовые и нефтяныезалежи. В верхней части разреза в основном сосредоточены нефтегазовые залежи, а в нижней части нефтяные.

* На месторождении  предполагается наличие одного  продольного и двух поперечных  малоамплитудных дизъюнинктивных  нарушений, характеризуется, видимо в вертикальном положении плоскости сбрасывателя. В целях установления возможно тектонических экранов следует провести гидропрослушивание скважин расположенныхна соседних блоках.