ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 22
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Введение
Казахстан – крупная нефтяная держава. По геологическим запасам он занимает второе место в СНГ (на первом Российская Федерация) и десятое место в мире. Однако из 164 открытых месторождений углеводородного сырья в разработке находятся только 58. При эффективной эксплуатации всех месторождений Казахстан по своему нефтяному потенциалу достигнет Ирака, Кувейта, Ливии, Объединенных Арабских Эмиратов, которые считаются крупнейшими нефтеэкспортирующими странами.
Большая часть Актюбинской области располагается в пределах восточного борта Прикаспийской впадины, где поисково-разведочные работы на нефть имеют более чем 70 летнюю историю. Первые нефтяные месторождения в надсолевом комплексе отложений Шубар-Кудук и Джаксымай были открыты соответственно в 1931 и 1933 годах.
Развитие полевой геофизики и рост технической оснащённости бурения позволили в 60-е годы развернуть детальное изучение геологического состояния этого района, перспективная площадь в отношении нефтегазоносности составляет более 100 тыс. кв. км.
Настоящей нефтяной академией стало освоение- первого подсолевого комплекса – Жанажольского месторождения, открытого в 1978 году в Актюбинской области и введенного в эксплуатацию в 1983 году. Это первое месторождение с содержанием сероводорода и углекислого газа до 6% объёмных каждого, парафина до10%, с большим газовым фактором.
Геологоразведчиками открываются все новые и новые месторождения нефти и газа. Только в 1995 году АО «Акбота» проводилась разведка на площадях Айтыртау, мырзалы, восточный, кемерколь, было открыто месторождение нефти Тобеарал в междуречье Урал-Волга, получен прирост запасов на площадях Сазанкурак, Кемерколь, Кожа. Нефть занимает большое значение в экономике Республики Казахстан: нефтепродукты применяются во всех отраслях промышленности и сельского хозяйства. Ежегодно извлекается из недр в пределах 27 млн. тонн нефти. В ближайшие годы намечается добывать только по Тенгизу 36 млн. тонн / год. Запасы нефти Казахстана на 1.01.98г. составляют 861,2 млн. тонн (см. журнал Нефтяное хозяйство 1999 г.).
В течение последних лет повышается интерес специалистов нефтегазовой отрасли к практическому использованию новых высокоэффективных и рентабельных технологий, обеспечивающих стабильное поддержание, а также прирост добычи нефти в сложных геолого-промысловых условиях.
1 Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
Месторождение Жанажол находится в пределах Предуральского плато, расположенного между Мугоджарскими горами и долиной реки Эмба и в административном отношении входит в состав Мугоджарского района Актюбинской области Республики Казахстан.
Ближайшими населенными пунктами являются хозяйство Жанажол, расположенное в 15 км к северо - востоку, и действующий нефтепромысел Кенкияк, расположенный в 35 км к северо - западу. Нефтепровод Атырау - Орск проходит на расстоянии около 100 км. От областного центра Актобе Жанажол стоит в 240 км.
Ближайшая железнодорожная станция Эмба на линии Москва - Средняя Азия отстоит на 100 км от площади. Производственное предприятие НГДУ «Октябрьскнефть» ОАО «СНПС - Актобемунайгаз» расположено в районном центре городе Кандыагаш, в 130 км к северу от месторождения Жанажол.
К настоящему времени от Кандыагаша до Жанажола проложена шоссейная асфальтированная дорога, а также подведена линия электропередачи.
Согласно схеме комплексного физико - географического районирования Казахстана, рассматриваемая территория расположена в полупустынной ландшафтной зоне умеренного пояса Сагиз - Эмбинского района, Уил - Эмбинского района, Узень - Урало - Эмбинской провинции, Северо - Каспийской области, Прикаспийско - Тургайской страны, на Подуральском денудационном плато.
Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную пологими балками и оврагами. Абсолютные отметки его колеблются от 125 до 270 м. Южный участок ниже, северный участок выше, средний участок является седловиной с отметкой 125 - 150 м, с севера на юг его пересекает река Эмба.
Минимальные отметки приурочены к долине реки Эмба, с юго - запада ограничивающей территорию месторождения.
Гидрографическая сеть представлена реками Эмба и Атжаксы, которые относятся к бассейну Каспийского моря. Эти реки по условиям режима с резко выраженным преобладанием стока в весенний период. Река Атжаксы, протекающая с севера на юг, делит все месторождение на два приводораздельных склона с небольшим уклоном. Являясь притоком реки Эмба, река Атжаксы не имеет постоянного водотока, в летний период пересыхает. Ее бассейн, представленный балками и оврагами, наполняется водой лишь в весеннее время и на формирование грунтовых вод существенного влияния не оказывает. Река Эмба протекает в 2 - 14 км к юго-западу от месторождения. Вода минерализованная и используется для технических нужд. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Уровень воды в колодцах и в пойме реки Эмба составляет 2 м и более.
Основная часть территории - степь. Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями температуры и крайне низкой влажностью. Зимний минимум температуры (по данным Кожасайской метеостанции) достигает - 40°С, летний максимум + 40°С. Самыми холодными месяцами являются январь и февраль, а самым жарким месяцем - июль. Глубина промерзания почвы составляет 1,5 - 1,8 м.
Равнинность территории создает благоприятные условия для интенсивной ветровой деятельности. Зимой господствуют ветры западного направления, вызывают бураны. Летом преобладают ветры северо - восточных направлений, способствующих быстрому испарению влаги и иссушению верхнего горизонта почвы.
Среднегодовое количество атмосферных осадков невелико и достигает 140 - 200 мм в год. Период с середины ноября до середины апреля является периодом снежного покрова с толщиной снежного покрова зимой до 20 - 30 см. Первый снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта.
Месторождение находится в зоне пятибалльного землетрясения.
Растительность формируется только за счет атмосферных осадков, что в свою очередь обусловило ее характер. Травостой природных пастбищ изреженный и бедный. Основу его составляют ковыльно - полынно - типчаковые группировки. Толщина плодородного слоя 8 см (средняя величина по площади).
Животный мир очень разнообразный: встречаются представители различных типов. Из млекопитающих обитают волки, лисы, зайцы, из грызунов - суслики, тушканчики, песчанки, полевые мыши. Из пресмыкающихся следует отметить ящериц и различных змей, в том числе и ядовитых. Из пернатых встречаются орлы, степные куропатки, дрофы, дикие голуби. Через район проходят пути миграции сайгаков.
Район населен неравномерно. В экономическом отношении площадь работ представляет собой сельскохозяйственный район. Коренное население - казахи, в основном, занимаются скотоводством и земледелием - выращивают кормовые злака.
Непосредственно на территории месторождения широкое распространение получили такие строительные материалы как глины, пески, щебень и мергель. Глины выходят на поверхность на правобережье реки Атжаксы. Они характеризуются постоянством литологического состава и имеют среднюю толщину 3,9 м. Эти глины могут быть использованы как для приготовления глинистых растворов, так и в качестве сырья для местного строительства. Пески альбского, олигоценового и четвертичного возрастов имеют довольно широкое распространение, главным образом, в долине реки Эмба. Они используются как строительный и балластовый материал. Щебень имеет широкое распространение в местах развития маастрихтских отложений и обнажается на поверхности в виде маломощных прослоев - от 5 до 20 см, а в ряде случаев - от 40 до 50 см. Мергели широко распространены на площади в виде останцов и приурочены к маастрихтскому, кампанскому и сантонскому ярусам. В их составе от 19,9 до 36,6 % СаО и от 27 до 52 % нерастворимого остатка, что свидетельствует о возможности использования их для цементного производства.
Средняя месячная относительная влажность воздуха в 13 часов:
- наиболее холодного месяца 77%
- наиболее жаркого месяца 29%
Толщина снежного покрова зимой 20 см. Растительный покров характерен для степной полосы и полупустыни
1.2 История геолого-геофизической изученности и разработки месторождения
В феврале 1981 года объединения "Гурьевнефтегазгеология" и "Актюбнефтегазгеология" завершили разведку нефтегазоконденсатного месторождения верхних карбонатных пластов Жанажольского месторождения, в то время как разведочные работы по нефтяному месторождению нижних карбонатных пластов все еще продолжались. По материалам геологоразведочных работ на месторождении Министерством геологии КАЗ. ССР, объединения " Гурьевнефтегазгеология "и" Актюбнефтегазгеология " совместно с Актюбинской нефтеразведочной экспедицией и Каз. НИГРИ была выполнена работа “расчет запасов нефти, газа и конденсата на месторождении Жанажол”. Запасы нефти, газа и конденсата участка были устоновленны ГКЗ СССР 23 июня 1982 года. 15 В настоящее время в промышленной разработке находятся семь объектов месторождения (пачки Б, В+В'север, В+В'юг, Г-III, Д-III, Дв-I и Дн-I),два объекта А и Г-I находятся в пробной эксплуатации и разрабатываются ограниченным числом скважин. Разработка взяло начало с бурения первой карбонатной толщи В 1989 году разработка КТ- II велась со стандартом ЦКР СССР.
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Свойства нефти, газа месторождения Жанажол изучались по результатам исследований 9 глубинных проб из 9 скважин. Исследования выполнены ЦНИЛом объединения «Эмбанефть» (глубинная проба из скважины 5, поверхностная проба из скважин 4), центральной лабораторией объединения «Гурьевнефтегазгеология» (глубинные пробы из скважин 5, 11, 16 – два исследования, 19, поверхностные пробы из скважин 4 – три исследования, 5 – четыре исследования, 11, 16, 26) Актюбинским отделением КАЗНИГРИ поверхностные пробы из скважины 4 – два исследования, 5) лабораторией геохимии нефти и газа КАЗНИГРИ (поверхностная проба из скважин 4) институтом «Волгоград НИПИ нефть (глубинная проба из скважины 5), институтом «Гипровостокнефть» (глубинные пробы из скважин 17 и 25).
Стандартное разгазирование глубинных проб проводится при условиях, не соответствующих работе сепарационных установок на месторождении. Поэтому параметры нефти и газа по скважинам 17 и 25 определялись не только при однократном разгазировании глубинных проб в стандартных условиях сепарации экспериментально на установке PVT-12, а также расчетами по компонентному составу пластовой нефти с использованием констант равновесия на ЭВМ «Мине 32».
Значение полученных параметров нефти и газа по этим скважинам близки между собой. Кроме того, как отмечалось выше, получена хорошая сходимость экспериментальных данных и расчетных. При изучении остальных проб определены отдельные параметры нефти и газа, значения которых по разным исследованиям настолько различны, что использовать их для расчета средних параметров по залежи не представляется возможным. Поэтому в настоящей работе приняты параметры нефти и газа, определенные по скважинам 17 и 25. За среднее значение параметров нефти и газа по залежи приняты параметры, рассчитанные как среднеарифметические величины по скважинам 17 и 25. По результатам стандартных исследований глубинных проб из скважин 17 и 25 плотность пластовой нефти равна, соответственно, 0,7215 и 0,7205 г / см3, давление насыщения нефти газом при пластовой – 250,0 и 263,3 м^т (объем газа к 20° С и 760 мм рт. ст.) динамическая вязкость пластовой нефти – 0,36 и 0, 39 спз. Температура насыщения нефти парафином при пластовом давлении, определенная по скважинам 17 и 25, также одинаковая и равная 12, OxIO'5 1 / ат. Относительная плотность газа по воздуху – 0,758 и 0,743. При ступенчатом разгазировании в рабочих условиях, за счет сохранения части легких фракций, плотность нефти относительно однократного разгазирования при стандартных условиях снижается.
Физико-химические свойства нефти и газа нижней карбонатной продуктивной толщи КТ-П не изучались, поэтому параметры нефти и газа для этой толщи принятые по аналогии с KT-I. На месторождении Жанажол при опробовании пласта KT-I верхней карбонатной толщи было отобрано и исследовано 9 проб пластовой воды из 7 разведочных скважин. Вода, отобранная из скв. 23 (1981 г) и скв. 3 (1982 г) имела пониженную минерализацию, порядка 63,0 г / л, что, вероятно, было связано с распреснением техническим раствором. По химическому составу эта вода представляет собой высокоминерализованные (минерализация 90-134 г / л) метаморфизованные. (ч Na / С1-). 74-0,85) рассолы, относящиеся к хлоркальциевому типу. Содержание кальция в них колеблется от 2,6 до 4,8 г / л магния от 1.0 до 2.1 г / л, сульфатов – от 1.3 до 2.2 г / л. Вязкость в среднем составляет 0,66 сп. Газонасыщенность вод 1,75 м^т.
2 Технико-технологическая часть
2.1 Классификация методов увеличения нефтеотдачи
К числу современных МУН во всём мире относят тепловые, физикохимические и газовые методы, которые способны кардинально повысить нефтеотдачу пласта.