Изучение геологического строения продуктивных горизонтов месторождения Узень

В таблице 1.4. приведены  средневзвешенные значения общей эффективной  и нефтенасыщенной    толщин    пластов    по    данному горизонту месторождения.

     1.5    Нефтегазоводоносность

 Месторождение Узень расположено в пределах крупного артезианского Южно-Мангышлакского бассейна, гидрогеологические особенности которого изучены в результате проведенных на его территории геологоразведочных работ на нефть, газ и технического водоснабжения. Месторождение Узень наиболее изучено в гидрогеологическом отношении.

В период его разведки было опробовано свыше 250 водоносных объектов в 150 скважинах. Практически во всех скважинах вскрывшие основные продуктивные горизонты в законтурных частях нефтяных залежей были получены притоки пластовых вод от 10 до200 м³/сут при динамическом уровне равном 200 м. Коэффициенты продуктивности при этом составляли 0,01-15 м³/сут*МПа.

При исследовании компрессором максимальный дебит скважин, вскрывших  пласт, на полную толщину достигая 1300 м³/сут, а температура выходящей воды 76-78˚С.

Статические уровни по продуктивным юрским горизонтам устанавливаются  на глубинах порядка 190-205 м на плато  и 40-80 м в Узенской впадине.

Высокой продуктивностью  отличаются меловые, особенно альбсеноманские водоносные горизонты. Скважины, опробовавшие эти горизонты и расположенные на участках рельефа с абсолютными отметками 50-10 м, самоизливают. При исследовании скважин коэффициенты продуктивности достигли 750 м³/сутМПа. Подземные воды меловых горизонтов используются для закачки в продуктивные горизонты. Всего с начала разработки месторождения Узень на этих горизонтов обработано более 235 млн. м³ воды.

По химическому составу  пластовые воды месторождения Узень  разделяются на две группы: первая группа – вода меловых и вторая – вода юрских отложений. Воды меловых горизонтов относятся в основном  сульфатно-натриевому типу с минерализацией до 10г/л.

Пластовые воды продуктивных юрских горизонтов (XIII-XXII) представлены однообразным по составу хлоркальциевыми рассолами с минерализацией 130-170 г/л.

Воды и практические бессульфатные с промышленным содержанием брома (до 500 мг/л), йода (до 20 мг/л) и других ценных компонентов. Объёмный газовый фактор вод не превышает 0,5-0,9 м³/м³ и лишь вблизи контуров нефтяных и газовых залежей, а также в водах глубокозалегающих горизонтов он достигает 1,0-1,2 м³/м³.

Водорастворимый газ  представлен 80-90% метаном, на 4-8% тяжелыми углеводородами, на 3,2-13% азотом и на 0,5-7,3% углекислым газом. Сероводород отсутствует.

Среднее значение плотности  пластовых вод изменяются от 1081 (XIII) до 1105 (XXIV) кг/м³ составляя в среднем для всех горизонтов 1098 кг/м³.

Физические свойства пластовых вод, определенные для  воды с минерализацией 140 г/л, пластового давления 11,4 МПа, и температуры 62˚С (среднее значение минерализации вод, начального пластового давления и начальной пластовой температуры продуктивных основных горизонтов (XIII-XVIII)), составляют: вязкость – 0,6 МПа*с, объемный коэффициент – 1,015, коэффициент сжимаемости – 3,2 МПа^-1.

1.6.   Геологические запасы нефти и газа.

Запасы  нефти  и  газа  -  важнейший  показатель  народнохозяйственной  значимости  залежи,  месторождения,  района  и  т.д.  Чтобы  единообразно  оценить  и  учитывать  запасы  ГКЗ  разрабатывает  классификацию  запасов  и  инструкции  по  их  применению.  На  классификации  запасов  основана  система  государственного  учёта  количества,  качества,  степени  изученности,  условий  залегания  и  промышленного  освоения  запасов, а  также  сведений  о  добыче  и  потерях  нефти,  газа  при  добыче. Классификация  запасов  обеспечивает  единые  принципы  подсчёта  и  учёта  запасов  нефти  и  газа  в  недрах  исходя из степени изученности этих  запасов и их  подготовленности  для промышленного  освоения.  Отнесение  запасов  к  той  или  иной  категории  производится  в  соответствии  с  надёжностью  их  определения,  которая  зависит  от  геологических  условий  и  степени  изученности  подсчетного  объекта.     Начальные  запасы нефти и газа были утверждены  ГКЗ  СССР  в  мае  1966  года  по  XIV  горизонту месторождения Узень.  При этом  был принят  коэффициент конечной  нефтеотдачи -  0,45.  Подсчёт был произведён  объёмным  методом.  При этом  все величины  расчётных параметров,  кроме  площади  нефтеносности  и  нефтенасыщенной  мощности,  были  приняты  такими,  какими  они  утверждены  ГКЗ.

Начальные   балансовые   запасы   растворенного   газа,  утвержден-

ные в ГКЗ СССР в 1966 году, в целом по месторождению  составляют 76020,2 млн.м³. Согласно протокола ГКЗ балансовые и извлекаемые запасы  нефти XIV горизонта составляют соответственно 450 млн.тонн и 203 млн.тонн.

             Дифференциация начальных запасов  нефти по проницаемости была  проведена в 1976 (по материалам 1400 скважин), 1979 (по 2100 пробуренным скважинам), 1997 (по 5500 скважинам) годах. По результатам проведенных анализов по изучению структуры начальных балансовых запасов выявлено, что с низкопроницаемыми (трудно-извлекаемыми) коллекторами связано 53% запасов нефти, с активными запасами – 37%, а  доля  высокопродуктивных  запасов  составляет 10%.

              По состоянию на 01.01.2004 г. отобрано 285726 тыс.тонн. Текущий коэффициент  нефтеизвлечения составляет 27,3%. В  таблице 

   приведены   данные  по   начальным  балансовым  и  извлекаемым   запасам                                                                                                  

   нефти  и   растворенного  газа  по  месторождению   Узень.