Содержание к диссертации
Введение
1. Современные представления об остаточной нефти в залежах после их заводнения 10
1.1 Виды остаточной нефти в заводненных пластах 10
1.1.1 Структуризация остаточного нефтенасыщения 12
1.1.2 Капиллярно-защемленная остаточная нефть 14
1.1.3 Адсорбированная остаточная нефть 20
1.1.4 Пленочная остаточная нефть 22
1.1.5 Остаточная нефть в тупиковых и микронеоднородных зонах 23
1.1.6 Остаточная нефть при неустойчивом вытеснении 24
1.2 Количественное распределение остаточной нефти по площади залежи 27
1.3 Распределение остаточной нефти воды в пустотах гидрофильных и гидрофобных коллекторов' 28
1.4 Признаки проявления свойств гидрофильности и гидрофобности при разработке нефтенасыщенных пластов 32
2. Лабораторные исследования по подбору рецептур реагентов для воздействия на обводненные низкопроницаемые пласты 34
2.1 Обоснование выбора реагента для исследований 34
2.1.1 Классификация и свойства эмульсий 34
2.1.2 Физико-химические условия получения обратных эмульсий 38
2.2 Обоснование выбора методики проведения экспериментальных исследований 40
2.3 Подготовка модели пласта к фильтрационным исследованиям 46
2.4 Выбор рецептур реагентов и лабораторные исследования эффективности воздействия на продуктивные пласты 50
2.5 Экспериментальные исследования механизма вытеснения нефти водой из пористой среды 57
2.5.1 Разработка программы проведения экспериментов 57
2.5.2 Подготовка моделей пласта и выбор рецептур физико-химических композиций 60
2.6 Лабораторные исследования возможности доизвлечения микро-остаточной нефти после заводнения для условий пластов XIII горизонта месторождения Узень 71
2.7 Основы технологии доизвлечения остаточной нефти из обводненных скважин 75
2.8 Основы технологии тампонирования обводнившихся интервалов 77
3. Лабораторное обоснование применения кислотных композиций для увеличения производительности скважин 81
3.1 Основные направления развития методов кислотного воздействия на призабойную зону скважин 81
3.2 Кислотная композиция «ХИМЕКО ТК-2» для увеличения продуктивности скважин низкопроницаемых терригенных коллекторов месторождения Узень 83
3.3 Лабораторные исследования эффективности кислотной композиции «ХИМЕКО ТК-2 89
3.4 Основы технологии увеличения производительности скважин 93
3.4.1 .Общие положения 93
3.4.2. Выбор скважин для обработки кислотным составом «ХИМЕКО ТК-2» 94
3.4.3. Технические средства и материалы, необходимые для осуществления технологического процесса 94
3.4.4. Технология обработки скважин и подготовка рабочих растворов 95
3.4.7. Требования безопасности и влияния на окружающую среду 96
4. Краткая геолого-физическая характеристика и анализ разработки XIII горизонта месторождения узень 98
4.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения 98
4.1.1 Характер нефтегазонасыщения продуктивного разреза 99
4.1.2 Уточнение основных параметров пластов эксплуатационных объектов 103
4.1.3 Показатели неоднородности эксплуатационных объектов месторождения Узень 106
4.1.4 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов 106
4.2 Состояние разработки XIII горизонта месторождения Узень 110
4.3 Анализ динамики показателей разработки XIII горизонта и работы скважин 113
4.3.1 Особенности разработки XIII горизонта 113
4.3.2 Особенности поведения добычи нефти и обводненности продукции пласта по скважинам XIII горизонта в сравнении со скважинами Северо-Салымского месторождения ;. 116
4.3.3 Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты Узеньского месторождения 122
4.3.4 Признаки проявления свойств смачиваемости коллекторов по изменению добычи нефти и обводнености скважин 133
Основные выводы и результаты работы 134
Список литературы 136
- Виды остаточной нефти в заводненных пластах
- Обоснование выбора методики проведения экспериментальных исследований
- Основные направления развития методов кислотного воздействия на призабойную зону скважин
- Краткая геолого-физическая характеристика месторождения
Введение к работе
Актуальность темы
Успешное развитие народного хозяйства Казахстана, как указано в послании Президента Н.А. Назарбаева к народу, зависит от состояния и повышения эффективности работы топливно-энергетического комплекса, в котором нефтегазовая промышленность является одной из основных.
Перспективы развития нефтяной промышенности определяются созданием надежной сырьевой базы за счет проведения геолого-разведочных работ, совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений и применения новых методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов.
В течение последних десятилетий происходило непрерывное ухудшение качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности вследствие значительной выработки запасов высокопродуктивных месторождений, находящихся в длительной эксплуатации. В структуре трудноизвлекаемых запасов большую часть занимают остаточные запасы нефти в вырабоганных залежах, а также запасы в низкопроницаемых коллекторах, залежах высоковязкой нефти и др. В этих ^условиях эффективность эксплуатации месторождений не может быть обеспечена только за счет традиционных методов заводнения. Учитывая, что роль указанных запасов в перспективе будет возрастать, для рентабельной их разработки необходимо создание и применение современных методов и технологий увеличения нефтеотдачи пластов.
Актуальной задачей является поиск и решение проблем доизвлечения остаточной нефти Узеньского нефтяного месторождения Казахстана, где высок удельный вес трудноизвлекаемых запасов.
За 40-летний период эксплуатации почти все его площади вступили в позднюю и завершающую стадии. Значительные запасы по ним уже отобраны, снижаются среднесуточные дебиты нефти по всему фонду скважин при высокой обводненности добываемой продукции. В то же время ф в его недрах осталось еще более 70% балансовых запасов нефти.
В последние годы для увеличения добычи нефти достаточно широко используется бурение новых и ввод в действие простаивающих скважин, проведение ГРП в больших масштабах, применение современных технологий с использованием полимерных композиций. За последние годы удалось не только остановить падение добычи нефти, но и добиться её роста. Но указанные выше' методы направлены на увеличение охвата запасов процессом разработки. Перспективным остается направление на увеличение доли нефти в добываемой обводненной продукции за счет увеличения степени извлечения остаточной нефти.
Важнейшей задачей является повышение нефтеотдачи разрабатываемых ^\ пластов и сокращение объемов попутно добываемой воды с применением
7 эффективных для конкретных залежей методов воздействия на пласт и, в частности, доизвлечения остаточной нефти в промытых зонах пластов. Цель диссертационной работы
Экспериментальное и геолого-промысловое обоснование технологий доизвлечения остаточной нефти и повышения производительности скважин на поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождений с терригенными полимиктовыми коллекторами. Основные задачи исследований
Выбор реагентов и экспериментальные исследования эффективности их воздействия на продуктивные пласты месторождения Узень как для увеличения нефтеотдачи, так и для повышения продуктивности и приемистости скважин.
Экспериментальные исследования вытеснения сырой нефти (скв. 2352 XIII горизонта) водой из насыпных моделей коллектора, приготовленных из кварцевого песка и молотого керна (скв. 6602 XIII горизонта).
3. Экспериментальные исследования возможности доизвлечения микро остаточной нефти после заводнения продуктивных пластов с применением эффективных реагентов.
4. Лабораторные исследования изменения фильтрационно-емкостных свойств модели коллектора при воздействия кислотной композицией «ХИМЕКО ТК-2».
Анализ динамики основных показателей разработки и работы скважин XIII горизонта месторождения Узень по промысловым данным.
Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты Узеньского месторождения по результатам промысловых испытаний.
Научная новизна работы
Предложена рецептура реагента и обоснована технология для увеличения коэффициента вытеснения для обводненных низкопроницаемых полимиктовых коллекторов (XIII горизонт месторождения Узень).
Обоснована технология для тампонирования обводненных низкопроницаемых полимиктовых коллекторов (XIII горизонт месторождения Узень) с применением предложенного в работе реагента.
3. Обоснована технология для обработки скважин с целью увеличения продуктивности скважин на основе применения кислотной композиции «ХИМЕКО ТК-2».
Впервые использовался молотый не экстрагированный керн из скважины 6602 XIII горизонта для создания насыпной модели частично гидрофобизованного коллектора.
Впервые использовалась сырая нефть (скважина 2352 XIII горизонта) в качестве модели, которая по своему составу близка пластовой нефти в заводненных зонах пласта.
Исследовано влияние увеличения скорости прокачки воды, через промытую водой насыпную модель из молотого не экстрагированного керна. Установлено что увеличение скорости прокачки воды приводит к росту коэффициента вытеснения нефти, что соответствует проявлению свойств частично гидрофобизованного коллектора.
Установлена возможность идентификации проявлений свойств смачиваемости коллектора насыпной модели по динамике выхода нефти и воды из модели.
Установлена возможность идентификации проявлений свойств смачиваемости пласта-коллектора по динамике изменения добычи нефти и обводенности продукции скважин.
Практическая значимость Результаты лабораторных исследований и проведенного геолого-промыслового анализа разработки XIII горизонта позволили рекомендовать эффективные реагенты как для доизвлечения остаточной нефти в промытых пластах, так и для повышения продуктивности и приемистости скважин для практического использования на месторождении Узень.
А проба и ия работы
Результаты Диссертационной работы и её основные положения докладывались на 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса зРоссии», посвященной 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина (26-27 января 2005 г.), а также на научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.
Публикации По теме диссертации опубликовано 5 статей и тезисы доклада на 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», посвященной 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина (26-27 января 2005 г.).
Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, выводов и рекомендаций и списка использованной литературы. Объем диссертационной работы составляет 144 страниц, в том числе 25 рисунков и 14 таблиц. Список литературы включает 77 источников.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. доценту Зайцеву В.М., к.т.н. доц. Магадовой Л.А., к.т.н. доц. Губанову В.Б., Чекалиной Г. за неоценимую помощь в работе. Сотрудникам кафедры РиЭНМ за помощь и поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы. Выражаю глубокую благодарность заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина проф. Мищенко И.Т., Президенту АО «НК «Казмунайгаз» господину Карабалину У .С, генеральному директору АО «Разведка Добыча Казмунайгаз» господину Марабаеву Ж.Н., директору «Узеньмунайгаз» господину Курбанбаеву М.И. за помощь и поддержку.
Виды остаточной нефти в заводненных пластах
Нефтенасыщение продуктивного пласта после его разработки на режиме вытеснения нефти водой — остаточное нефтенасыщение (ОНН) — один из важнейших параметров при проектировании и анализе эффективности систем разработки залежей нефти. Надежная информация об остаточной нефтенасыщенности необходима как на стадии обоснования методов воздействия на пласт и призабойную зону, так и при контроле степени выработки пласта.
На современном этапе многие крупные месторождения вступают в завершающую стадию разработки, и встает вопрос о повышении нефтеотдачи выработанных пластов.
Знание видов остаточной нефти после заводнения позволяет правильно оценить и спрогнозировать запасы остаточной нефти и характер их распределения по пласту, что особенно важно при внедрении новых технологий увеличения нефтеотдачи.
Ошибки в оценке и прогнозе остаточных запасов нефти при разработке месторождений на поздней стадии приводят к большим непроизводительным затратам.
В настоящее время накоплен значительный объем фактического материала по изучению остаточной нефти методами гидродинамического и физического моделирования, собран и обобщен большой объем керновых определений остаточной нефтенасыщенности, результатов изучения остаточной нефтенасыщенности геофизическими и физико-химическими методами в прискважинной зоне пласта. Имеется много публикаций по промысловым оценкам остаточной нефтенасыщенности в масштабах всей залежи. В то же воемя результаты изучения остаточной нефтенасыщенности различными методами во многих случаях не согласуются друг с другом и фиксируют различие в значениях остаточной нефтенасыщенности, ее свойствах, и взаимосвязи с параметрами пласта и условиями вытеснения, дают разные закономерности распределения остаточной нефти.
В нефтепромысловой науке длительное время преобладала точка зрения на остаточную нефтенасыщенность промытых гидрофильных пластов как на одно из свойств, присущих коллектору. В то же время эксперименты, проводившиеся различными исследователями (М. К. Леверетт, Р. Л. Слобод, Ш. К. Гиматудинов, А. Абраме, Д. А. Эфрос, И. Чатзис и др.) на протяжении многих лет, неизменно показывали зависимость остаточной нефтенасыщенности от условий вытеснения (скорости фильтрации, межфазного натяжения, вязкости вытесняющей жидкости) [1,2,3,4,5, 6, 7, 8, 9]. Противоречие разрешалось тем, что считалось, что при обычном заводнении влиягие изменения условий вытеснения пренебрежимо мало и значение остаточной нефтенасыщенности можно считать величиной постоянной. Однако промысловый анализ особенностей выработки пластов указывает на кратные изменения условий вытеснения нефти водой, как в отдельных пластах, так и на отдельных участках залежи [10,11]. Особенно существенно различия в условиях вытеснения проявляются при реализации методов повышения нефтеотдачи, где одновременно меняются как гидродинамические, так и физико-химические условия вытеснения.
Коэффициент нефтенасыщения меняется от начальной величины до текущей и от текущей до остаточной. Критерием достижения остаточного нефтенасыщения принимается однонаправленность процесса и то, что изменение по времени текущего коэффициента нефтенасыщенности равно нулю (Кнтек=КНо, dKIITeK/dt=0, dK„TeK/dt 0, KHO=const).
Коэффициент вытеснения так же определяется в лабораторных условиях путем вытеснениг нефти из керна.
Обоснование выбора методики проведения экспериментальных исследований
Экспериментальные исследования доизвлечения и тампонирующих свойств предложенных обратных эмульсий в пористой среде при " термобарических условиях пласта проводились в учебно-научной лаборатории моделирования пластовых процессов кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина на фильтрационной установке HP-CFS.
Оригинальная конструкция фильтрационной установки высокого давления HP-CFS позволяет проводить фильтрационные эксперименты с использованием как образцов кернов, так и на насыпных моделях пласта, в зависимости от целей и методики эксперимента.
Для изучения гидродинамических характеристик пористой среды используются составные модели пласта, представляющие собой набор образцов кернов исследуемого коллектора. Единичный образец керна представляет собой цилиндр, вырезанный из керна в направлении напластования. Следовательно, при диаметре 3-5 см, его длина может составлять 5-7 см. При определении коэффициента нефти водой, а также получении кривых фазовых проницаемостей, на такой длине образца весьма ощутимо влияние концевых эффектов, ML заключающееся в том, что величины насыщенностей вблизи торцов РОССИЙСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ БИБЛИОТЕКА образца отличаются от средней величины насыщенности образца. Для уменьшения влияния на результат эксперимента концевых эффектов, минимальная длина составной модели пласта устанавливается экспериментально или рассчитывается по критериям подобия, предложенным Д. А. Эфросом. При подготовке образцов кернов:
Отдельные цилиндрические образцы, высверленные из керна, должны быть освобождены от нефти спиртобензольной смесью (примерное соотношение 1:2) или хлороформом и отмыты от солей с последующей сушкой до постоянной массы при температуре, не превышающей 105С. При повышенном содержании глины образцы пород необходимо сушить при температуре не более 86С. Для ускорения сушки допускается помещать образцы над хлористым кальцием или в вакуумный шкаф.
Отдельные керны при компоновке составного образца следует притереть по торцевым поверхностям. Для обеспечения надежного капиллярного контакта можно применять слой измельченной породы толщиной не более 0,3 мм или один спой фильтровальной бумаги.
При повторном использовании образцов следует предварительно определить их пористость, газопроницаемость и показатель смачиваемости. Проницаемость должна отличаться не более чем на 15%, открытая пористость не более чем на 0,5%) абсолютных, а по показателю смачиваемости образец породы должен относиться к тому же классу.
Допускается использование искусственно сцементированных образцов неоднородных пород, минералогический состав и параметрическая характеристика которых соответствует составу пород продуктивного пласта.
При выполнении экспериментов, направленных на тестирование реагентов[50,51,52,53] предназначенных для улучшения фильтрационно -емкостных свойств коллектора (ФЕС) нет необходимости соблюдать критерии подобия. Основной целью таких экспериментов является изучение влияния реакции исследуемого реагента с породами, слагающими пористую среду реального коллектора и флюидами, которые её заполняют, при термобарических условиях пласта. Часто бывает, что при проведении, например, кислотных обработок призабойной зоны скважины, вместо ожидаемого положительного результата наблюдается редкое ухудшение её фильтрационно - емкостных характеристик. Это связью с появлением в поровом пространстве нерастворимого продукта реакции реагента с материалом пористой среды. Для того, чтобы в промысловых условиях избежать нежелательного результата обработки, для тех реагентов, воздействие которых на пласт связно с взаимодействием с породами слагающими коллектор и флюидами, находящимися в пористой среде, необходимо проведение серии тестовых лабораторных экспериментов и использование образцов кернов того участка месторождения, где предполагается проводить обработку.
Для выполнения таких лабораторных опытов используются образцы кернов диаметром 3 см. и длиной 5 см. Для них предназначены соответствующие кернодержатели, входящие в комплект установки.
Тестирование в лабораторных условиях тампонирующих составов основывается на проведении сравнительных экспериментов, показывающих преимущество какого- либо реагента по сравнению с другими предложенными реагентами, либо по сравнению с применявшимся ранее и хорошо заре-комендовавшим себя.
При этом вся серия сравнительных экспериментов должна быть проведена по единой методике, одинаковых термобарических условиях, с использованием одних, и тех же рабочих жидкостей и, самое главное с использованием образцов пористой среды с одинаковыми значениями проницаемости, пористости и структуры среды.
Основные направления развития методов кислотного воздействия на призабойную зону скважин
В настоящее время химические обработки скважин, в частности соляно кислотные обработки, являются преобладающим видом воздействия в числе проводимых мероприятий интенсификации добычи нефти и газа.
Использование их позволяет ежегодно добывать дополнительно значительное количество нефти и газа снижать себестоимость добываемой продукции, повышать производительность труда и рентабельность производства.
За время широкого использования кислотных обработок и составов для проведения кислотных обработок, направленных на совершенствование метода воздействия, на повышение его эффективности. Большой вклад в развитие теории л практики метода кислотных обработок внесли советские исследователи: М.И. Максимов, Б.Г.Логинов, В.А.Амиян, В.С.Уголев, Д.Н. Кузьмичев, Э.М.Тосунов, Л.Г.Малышев, Ш.С.Гаррифуллин, М.Ф.Путилов, И.С.Мищенков, Х.М.Сабиров, П.М.Усачев и другие. Среди зарубежных необходимо отметить: М.П.Дунлапа, К.И.Классона, Б.М.Кингстона, А.Р.Хендриксона, А.Н.Баррона, С.Ф.Смита, Б.В.Вильямса, С.В.Граве и Других.
Среди основных направлений совершенствования проведения кислотных обработок как у нас в стране, так и за рубежом, необходимо отметить следующие: 1. Снижение коррозионной активности кислотных растворов: - использование ингибиторов кислотной коррозии, предварительное покрытие подземного оборудования защитной пленкой; - закачка кислотного раствора в составе эмульсии в углеводородной жидкости; - предварительное снижение температуры ствола скважины в условиях повышенных пластовых температур.
2. Увеличение глубины проникновения активной кислоты в пласт за счет замедления скорости нейтрализации кислоты с породой: - использование химических присадок замедлителей реакции соляной кислоты с карбонатной породой; - загущение кислотных растворов; - охлаждение кислотного раствора в призабойной зоне; - эмульгирование кислотного раствора в углеводородной среде или вспенивание кислотного раствора.
3. Увеличение проникающей способности кислотного раствора за счет изменения поверхностного натяжения при использовании поверхностно-активных веществ.
4. Увеличение растворяющих способностей составов по отношению к асфальто-смолистым веществам: - путем совместного использования раствора соляной кислоты с агентами-растворителями; - совмещением кислотного воздействия с тепловым воздействием.
5. Предотвращение образования вторичных осадков при проведении кислотных обработок: - повышение качества подготовки кислотного раствора перед закачкой в пласт; - использование химических агентов-стабилизаторов; - использование химических агентов, предотвращающих растворение веществ, способных в дальнейшем образовывать вторичные осадки; - использование агентов-буферов; - использование технологических приемов, включающих извлечение продуктов реакции из пласта до начала образования вторичных осадков.
6. Повышение охвата кислотным воздействием вскрытой толщины обрабатываемого пласта: - использование направленных и поинтервальных обработок; - использование вспененного кислотного раствора.
Кислотная композиция ХИМЕКО ТК-2 производства ЗАО «ХИМЕКО-ГАНГ» применяется для обработок ПЗП с целью увеличения продуктивности как добывающих, так и приемистости нагнетательных скважин, вскрывших терригенные коллектора с большим содержанием глин. При закачке кислотной композиции в пласт происходят физико-химические реакции с компонентами горной породы-коллектора, в результате которых в разы увеличивается проницаемость даже в присутствии остаточной нефти. Композиция представляет собой водно-спиртовый раствор солей с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Одной из наиболее важных характеристик кислотных составов для обработок ПЗП является скорость реакции их с породой. Для низкопроницаемого полимиктового коллектора наиболее важно, чтобы эта скорость была минимальной, особенно при повышенных температурах. В противном случае за счет большой удельной поверхности глины, вся кислота расходуется в прискважинной зоне. При этом высокое содержание продуктов реакции при нейтрализации кислоты может привести к образованию объемных осадков и последующему закупориванию коллектора. Низкая скорость реакции с породой важна также для более глубокого проникновения кислотного состава в пласт.
Краткая геолого-физическая характеристика месторождения
В административном отношении территория месторождения входит в состав Мангистауской области Республики Казахстан, в 12 км к югу от г. Узень и в 150 км. восточнее г. Актау.
К настоящему времени на полуострове Мангышлак выявлено более 30 месторождений, содержащих промышленные запасы нефти.
Наиболее крупные из них - Узень (Рис.4.1) расположено на полуострове Мангышлак, в южной пустынной части, известный под названием Южно-Мангышлакского прогиба.
Орографически Южно-Мангистауский район представляет собой обширное, слабо всхолмленное плато, слегка наклоненное к юго-западу, в сторону моря, на котором располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая минимальную абсолютную отметку- 132м.
Рельеф в районе Узеньского месторождения характеризуется сложным строением. Центральную часть занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракщин. На западе и северо-западе в пределах площади месторождения плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень.
Сарматские известняки и глины, которыми сложено плато, на западе в виде выступа, вдаются во впадину Узень, образуя так называемый мыс Хумурун.
Впадина Узень занимает площадь около 500 км2. Дно впадины изрезано глубокими оврагами. Климат района континентальный. Лето жаркое и продолжительное. В отдельные годы температура воздуха достигает +45 С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко с буранами. Среднегодовая скорость ветра 6-8 м/сек. В наиболее холодные зимы морозы достигают -30 С. Количество осадков не превышает 50 - 60 мм в засушливые и 200 - 270 мм в наиболее влажные годы.
Хапактер нефтегазонасыщепия продуктивного разреза
Самое крупнее нефтяное месторождение Узень расположено на юго-западе страны, открыто в 1961г., разрабатывается с 1965г. Приурочено к крупной брахиантиклинальной складке запад-северо-западного простирания, осложненной рядом локальных поднятий и куполов. В меловом комплексе пород выделено 12 газовых горизонтов, в юрских отложениях - 13 нефтяных и нефтегазовых горизонтов. Основными объектами разработки служат залежи углеводородов в породах средней юры (байосские и батские отложения) и отложениях верхней юры (келловейский ярус). Нефтегазонасыщенная толща пород представлена 6 горизонтами (XIII-XVIII), содержащими более 56 нефтяных пластов, в которых сосредоточено 95% запасов нефти. Кроме того, в разрезе выявлены XIX-XXIV горизонты, имеющие распространение на отдельных куполах.
В геологическом строении Мангистауской нефтегазоносной области принимают участие породы палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов. В процессе поисково-разведочного бурения на месторождении Узень вскрыта осадочная толща мощностью до 4500 м, в строении которой принимают участие породы триасового, юрского, мелового, палеоген-неогенового и четвертичного возрастов.
Наиболее древние образования, вскрытые в разрезах глубоких скважин на полуострове Мангистау, пермского возраста. Эти отложения вместе с триасовыми породами образуют пермо-триасовый структурный этаж. Триасовая система представлена толщей тонко ритмично чередующихся песчано-аргиллитовых пород.
На пермо-триасовых отложениях с угловым несогласием залегают породы юрского возраста. В составе юрской системы по результатам изучения фауны, флоры, литологических особенностей пород выделяются нижний, средний и верхний отделы. По литологическому составу юрские отложения четко разделятся на два комплекса: терригенный комплекс нижней, средней (аален, байос, бат) и частично верхней (келловей) юры и карбонатный (глинисто-мергелевый) комплекс верхней юры (оксфорд).
Отложения мела залегают на размытой поверхности верхнеюрских отложении и представлены морскими осадками, содержащими богатую фауну. По литологическим и генетическим признакам меловые отложения подразделяются на три части: нижнюю -терригенно-карбонатную (неоком), среднюю - терригеннную (апт, альб, сеноман) и верхнюю - карбонатную (турон-дат).
Третичные отложения представлены палеогеновыми и неогеновыми породами. К палеогеновым отложениям относятся эоценовые мергельно-известковистые породы и олигоценовые - однообразная толща глин.
Неогеновая система представлена тортонскими и сарматскими ярусами. Тортонский ярус слагается толщей глин, мергелей, песчаников и известняков. Сарматский ярус выражен переслаиванием известняков, мергелей и глин.
Четвертичные отложения представлены суглинками, песками, глинами.
В разрезе осадочной толщи нижнемеловых и юрских отложении месторождения Узень, достигающей мощности 1500-1700 м и включающей 26 песчано-алевррлитовых горизонтов, условно выделяются три этажа нефтегазоносности.
Верхний - газоносный этаж образуют газосодержащие горизонты (I-XII) нижнего мела. Этаж газоносности составляет 720 м. Стратиграфически газоносные горизонты относятся к турону (I), сеноману (II), альбу (III-XI) и неокому (XII). Промышленно газоносными являются И, III, IV, V, VI, VIII, X, XI, и XII горизонты.
Ниже по разрезу залегает толща глинисто-мергельных отложении мощностью более 100 м, надежно изолирующая гидродинамическую систему газоносных горизонтов от нижележащих нефтегазоносных горизонтов.
Средний этаж объединяет XIII-XVIII нефтеносные горизонты юрского возраста мощностью до 350 м, четко прослеживающиеся в пределах всей площади месторождения. Это основной этаж нефтегазоносности в разрезе Узеньского месторождения. Мощность горизонтов различная - от 12 до 80 м.
Основными сложностями в оценке характера насыщения коллекторов месторождения Узень по методу сопротивлений является высокая их неоднородность и присутствие большого количества глинистого материала. Эти два фактора определяют высокое содержание связанной воды в коллекторах и соответственно низкое их сопротивление. Весь продуктивный интервал пород представлен низкоомным разрезом, в котором нефтеносные и водоносные породы по своим удельным сопротивлениям часто очень мало различается.
