Оптимизация режима заводнения залежей на месторождении Алибекмола

министерство образования и науки республики Казахстан

западно-казахстанский аграрно-технический университет им. жангир хана

Кафедра «Нефтегазовое дело и технология машиностроения»

УДК 553.981.8:332.012.2 (574.54) На правах рукописи

оптимизация режима заводнения залежей на месторождении алибекмола

6М070800 - Нефтегазовое дело

Диссертация на соискание академической степени магистра технических наук

Жусупова Гульдана Турганбайкызы

Научный руководитель,

Рахимов А.А., к.т.н., доцент

Уральск, 2014

СОДЕРЖАНИЕ

Нормативные ссылки

Определения

Обозначения и сокращения

Введение

1. Технико-экономический анализ работы скважин месторождения Алибекмола для оптимизации объекта разработки и плотности сетки скважин

.1 Общие сведения о месторождении

.2 Стратиграфия

.3 Тектоника

.4 Нефтегазоносность

.5 Энергетическосостояние

. Количественный прогноз характера процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки для решения проблемы повышения охвата пластов заводнением

.1 Текущее состояние разработки

2.4 Характеристика отборов нефти, газа и воды

.5 Анализ работы добывающих скважин

.6 Анализ работы продуктивных пластов карбонатной толщи при различных режимах эксплуатации

.7 Характеристика энергетического состояния

.8 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов.

.9 Анализ эффективности применения методов интенсификации

.Обработка результатов исследования и обоснование выбора мероприятий по оптимизации режима заводнения на месторождении Алибекмола для повышения нефтеотдачи пласта.

.1 Рекомендации по совершенствованию системы разработки

.2 Техника и технология добычи нефти и газа

Выводы, практические предложения и рекомендации

Список литературы

Приложения

НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящей диссертации использованы ссылки на следующие стандарты

. Методические указания по проведению авторских надзоров за реализацией проектов и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39-0147035-203-87. - М., 1986.

. Методическое руководство по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39-0147035- 205-86. - М., 1985. - 144 с.

. Методические указания по проведению геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39- 0147035-202-87. - М., 1987. - 46 с.

. ГОСТ 12.2.020-76. Электрооборудование взрывозащищённое. Термины и определения. Классификация. Маркировка. - М.: «Издательство стандартов», 1976. - 12 с.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

МУН - методы увеличения нефтеотдачи пластов;

ПДС - полимердисперсные системы;

МПДС - модифицированные полимердисперсные системы;

БАДР - блок автоматизированного дозирования реагентов

БДР - блок дозирования реагентов

УКПГ- установка комплексной подготовки газа

УПН - Установка подготовки нефти

МНС - магистральная насосная станция

УДН - установка демеркаптанизации нефти

МТ - магистральный трубопровод

ГИС - гидродинамические исследования скважин

ГВК - газоводяной контакт

ГНК- газонефтяной контакт

ГОСТ - Государственный стандарт

ВВЕДЕНИЕ

Сложностью заводнения залежей нефти в неоднородных пластах является создание и поддержание равномерного фронта вытеснения нефти водой. Наличие высокопроницаемых прослоев и трещиноватости приводит к преждевременному прорыву закачиваемой воды на ранней стадии разработки месторождений и преимущественному продвижению ее по высокопроницаемым, промытым водой пропласткам на поздних этапах эксплуатации. При этом из менее проницаемых зон пласта вытеснение нефти происходит малоэффективно. В связи с этим при разработке нефтяных месторождений важную роль для улучшения выработки запасов нефти приобретают методы увеличения коэффициента охвата неоднородных пластов воздействием.

Особое место в разработке методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения из неоднородных пластов занимает применение полимердисперсных систем (ПДС) и их модификаций (МПДС). Многочисленными промысловыми испытаниями показана возможность применения ПДС и МПДС для уменьшения обводненности продукции скважин и увеличения конечной нефтеотдачи пластов.

Эффективность физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), в том числе ПДС и МПДС, во многом зависит от состава и свойств применяемого раствора. Снижение эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов обусловлено тем, что при контакте технологических жидкостей с пластовыми водами с высоким содержанием солей происходит деструкция молекул химических продуктов, адсорбция химических реагентов, образование осадков, инверсия их структур и, как следствие, уменьшение охвата пластов воздействием и снижение вытесняющей способности технологической жидкости.

В связи с этим развитие научных основ и разработка новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов и способов ограничения добычи попутной воды на основе МПДС, способных обеспечить высокий коэффициент нефтеотдачи в пластах, являются актуальной задачей, решение которой имеет важное практическое значение для нефтедобывающей отрасли. Важной задачей является изучение влияния степени минерализации и химического состава пластовых вод, используемых при выборе осадкогелеобразующих составов.

Опыт применения заводнения позволил не только вполне определенно выявить его технологические возможности, но и определиться с проблемами, связанными с этим методом воздействия на пласты. Первая проблема заводнения возникла при анализах результатов разработки месторождений с различной вязкостью пластовой нефти. Такой анализ показал, что с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях m0 = mн/mв текущая нефтеотдача при одном и том же отношении объема закачанной в пласт воды Qв к объему пор пласта Vв снижается.

Вторая проблема заводнения связана с принципиальной невозможностью достижения полного вытеснения нефти водой даже при наиболее благоприятных условиях проницаемости коллекторов и малых значениях параметра m0.

Главная причина невозможности полного вытеснения нефти водой из заводненных областей пластов заключается в несмешиваемости нефти и воды. Решить проблему обеспечения полного вытеснения нефти из пластов можно, либо обеспечив смешиваемость нефти с вытесняющим ее веществом, либо применив высокотемпературное воздействие на пласт, при котором происходило бы выпаривание нефти.

Третья, может быть, наиболее обширная проблема, - обеспечение более полного охвата пластов процессом заводнения. Данные разработки показывают, что по целому ряду причин отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают воду и, следовательно, из них не вытесняется нефть. Кроме того, обводнение отдельных нефтяных скважин происходит весьма неравномерно даже при их строго упорядоченном расположении на нефтеносной площади месторождения, что ведет к оставлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных зон.

Целью наших исследований является решение проблемы повышения охвата пластов путем комплексного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин, повышенных давлений нагнетания, эффективных средств подъема из скважин, методов регулирования разработки месторождений, а также выбора наиболее подходящей для физико-геологических условий месторождения системы его разработки и, в первую очередь, соответствующего выбора объектов разработки и плотности сетки скважин.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи: -провести технико-экономический анализ работы скважин месторождения Алибекмола для оптимизации объекта разработки и плотности сетки скважин ;

количественно прогнозировать характер процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки для решения проблемы повышения охвата пластов заводнением;

выбора наиболее подходящей для физико-геологических условий месторождения системы его разработки и, в первую очередь, соответствующего выбора объектов разработки и плотности сетки скважин.

Методика исследований: Для решения поставленных выше задач используется комплексный метод включающий сбор и обработку теоретического метериала на основе совместного изучения геологического строения пластов месторождения и процесса вытеснения из него нефти водой при различных системах разработки с целью выявить зависимость коэффициента охвата пласта заводнением от степени объединения пластов в объекты разработки .

Проведение многофакторного анализа результатов фактической разработки пластов с различной степенью объединения их в объекты разработки с различными параметрами плотности сетки скважин для установления оптимального параметра плотности сетки скважин .

Проведение экспериментальных исследований в лабораторных и производственных условиях.

Новизна: Заключается в следующем:

.        Определение основных факторов, влияющих на повышение нефтеотдачи пластов путем комплексного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин.

.        Получение разработки нефтяных месторождений с применением заводнения состоящей в ликвидации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу.

Теоретическая значимость диссертационной работы:

Решение проблемы повышения охвата пластов заводнением путем количественного прогнозирования характера процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки и рассчета, к каким результатам могут приводить те или иные мероприятия по частичному изменению системы разработки или режимов работы скважин, т.е. мероприятия по регулированию разработки.

Практическая значимость диссертационной работы: Результаты полученные в ходе исследований могут быть будут использованы в разработке нефтяных месторождений, а также в учебном процессе.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, содержит 86 страниц машинописного текста, 6 рисунка и 22 таблиц, список использованной литературы из 120 наименований.

Научные положения, выносимые на защиту:

результаты лабораторных исследований физико-химического состава углеводородного сырья

результаты исследований

результаты аналитических и промысловых исследований по применению наиболее эффективных спсособов

1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАБОТЫ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ АЛИБЕКМОЛА ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ И ПЛОТНОСТИ СЕТКИ СКВАЖИН

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Алибекмола в административном отношении расположено на территории Мугалжарского района Актюбинской области Республики Казахстан, в 250-270 км к югу от г.Актобе (рис. 1.1). Алибекмола - нефтегазоконденсатное месторождение в Казахстане. Открыто в 1986 году. Относится к Восточно-Эмбинской нефтегазоносной области. Нефтегазоносность связана с отложениями нижнекаменноугольного возраста. Начальные запасы нефти составляет 39,36 млн тонн. Плотность нефти составляет 0,835 г/см3 или 38° АРI, сернистые (1,14-1,81 %), парафинистые (3,2-8,18 %).

Добыча в 2013 году - 1,25 млн. тонн нефти.

Оператором месторождение является совместная нефтяная компания Казахойл-Актюбе, входит: КазМунайГаз (50%), Sinореc (25%) и индийская Mitаll Invеstmеnts (25%).

Ближайшими населенными пунктами являются пос.Жагабулак, расположенный в 5 км к западу от площади месторождения и поселок Шубарши (45-50 км). Ближайшей железнодорожной станцией и районным центром является ст.Эмба, расположенная в 50 км к северо-востоку от месторождения.

Освоение месторождения Алибекмола осуществляет ТОО «Казахойл Актобе» в соответствии с лицензией на право пользования недрами и добычу углеводородного сырья на месторождении Алибекмола серии ГКИ № 993 (нефть) от 19 октября 1998 г.

Месторождение было открыто в 1987 г., а в 1994 г. запасы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов были утверждены Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) при Министерстве геологии и охраны недр Республики Казахстан (протокол № 21 от 24 ноября 1994 г.).

В 1996 г. институт ВНИИОЭНГ выполнил ТЭО целесообразности разработки нефтяного месторождения Алибекмола. В этой работе рекомендовалось КТ-II рассматривать как единый эксплуатационный объект и разрабатывать его преимущественно горизонтальными скважинами при блоковой системе заводнения.

Позднее фирмой «Густавсон Ассошиэйтс Инк» было выполнено ТЭО освоения месторождений Алибекмола, Кожасай и Урихтау. Здесь также рекомендации сводились к тому, чтобы большинство скважин эксплуатировали совместно КТ-II-1 и КТ-II-2, осуществлять заводнение и бурить многозабойные скважины.

В орографическом отношении описываемый район представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную балками и оврагами. К северо-западной части площади примыкают барханные пески Кумжарган. Максимальная абс. отм. рельефа +281 м приурочена к центральной части описываемой площади, минимальная +160 м наблюдается в долине р.Эмба, которая в широтном направлении пересекает северную часть площади.

В 2001г. институт «НИПИнефтегаз» составил проект пробной эксплуатации месторождения, в котором запланировал бурение 6 опережающих добывающих скважин и 2 разведочных скважин.

В 2002г. к изучению геолого-физического строения месторождения Алибекмола были привлечены сотрудники фирмы «Халибертон», которые проанализировали весь имеющийся геолого-промысловый материал и создали компьютерную геолого-физическую модель КТ-I и КТ-II.

На основе действующей геолого-физической модели КТ-II в 2002г институтом ОАО «Гипровостокнефть» составлен и утвержден ЦКР проект «Технологическая схема разработки нефтегазоконденсатного месторождения Алибекмола». Для реализации ЦКР принят 1а вариант разработки, который предусматривает разработку КТ-II как единого эксплуатационного объекта, изоляцию обводненных интервалов по достижении 98,5% обводненности продукции, ввод из бурения 54 добывающих и 19 нагнетательных скважин, 9 точечную систему расположения скважин с плотностью сетки 600×600м и организацию площадного заводнения с 2004г.

Так как данная «Технологическая схема разработки…» была принята только для южной части резервуара, из-за недоизученности северного свода, ЦКР РК рекомендовала недропользователю ТОО «Казахойл Актобе» выполнить ряд мероприятий по доразведке северного купола и составлению проекта «Дополнение к технологической схеме разработки месторождения Алибекмола» (протокол №31 от 23.02.05г). В 2005г после проведения работ по доразведке и изучению северного свода месторождения согласно рекомендациям ЦКР РК институтом АО НИПИ «Каспиймунайгаз» составлен и утвержден ЦКР проект «Дополнение к Тех.схеме..». Утвержден 3 вариант проекта, который предусматривает разработку северного свода пятиточечной сеткой скважин с расстоянием между нагнетательными и добывающими скважинами 850 м. Проектный фонд - 17 добывающих скважин, в т.ч. 7 скважин с переводом под нагнетание с 2008г.

Согласно требованиям «Единых правил разработки нефтяных и газовых месторождений РК» ежегодно, начиная с 2004 года, проводится «Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки месторождения Алибекмола».

По южному своду, в рамках Авторского надзора за реализацией Технологической схемы разработки месторождения Алибекмола по состоянию на 01.04.2005г, в связи с несоответствием проектных и фактических показателей по добыче и закачке, а также изменением количества и порядка ввода скважин в эксплуатацию были уточнены проектные показатели Техсхемы на 3 года (2005-2007гг).

На 01.07.2012г. по месторождению Алибекмола добыто 3221,1 тыс.т нефти, 989,2 млн.м3 попутного газа, и 4,8 тыс.т воды. Достигнутый текущий КИН составляет 0,027 доли ед., отобрано 6,1% от начальных извлекаемых запасов.

1.2 Стратиграфия

Анализ пробуренных скважин показал, что разрез на месторождении Алибекмола в стратиграфическом отношении представлен отложениями от нижнекаменноугольных до четвертичных включительно.

При стратиграфическом расчленении использованы имеющиеся палинологические и палеонтологические определения, каротажные диаграммы, описание керна. Литологический состав породы и содержание биокластов в отложениях второй карбонатной толщи характеризуют различные обстановки осадконакопления.

Каменноугольная система (С) представлена тремя отделами: нижним (визейский и серпуховский ярусы); средним (башкирский и московский ярусы); верхним (касимовский и гжельский ярусы).

Визейский ярус (С1v), где наиболее древними отложениями, вскрытыми скважинами, являются карбонатно-терригенные осадки окского надгоризонта верхневизейского подъяруса нижнекаменноугольной системы. По литологическим признакам делятся на две толщи: нижняя - терригенная и верхняя - карбонатная. Литологически осадки терригенной части представлены темно - серыми аргиллитами с подчиненными прослоями песчаников, алевролитов и реже темно - серых известняков. Вскрытая мощность терригенной толщи на площади составляет около 85 м.

Карбонатная толща, которая слагает нижнюю часть КТ-II, литологически сложена известняками темно-серыми, скрытокристаллическими, участками доломитизированными. Встречаются прослои алевролитовых пород. Мощность карбонатной части разреза верхневизейского подъяруса 120-122 м.

В подошве верхневизейских карбонатов прослеживается П21 отражающий горизонт.

Серпуховский ярус (С1s) представлен тарусским, стешевским, протвинским горизонтами, которые без видимого несогласия залегают на окских отложениях верхневизейского подъяруса. Литологически представлены известняками светло-серыми, темно - серыми, коричнево - серыми, массивными, трещиноватыми, с многочисленными фаунистическими остатками, которые позволили расчленить отложения серпуховского яруса. Мощность карбонатной части разреза, в основном не меняется и составляет: тарусского - 133-148 м, стешевского -71-85 м и протвинского -107-126 м. Вскрытая мощность серпуховских отложений изменяется в пределах 222 - 321 м.

Отложения башкирского яруса (С2b) выделяются в составе нижнего и верхнего подъярусов.

Нижнебашкирский подъярус (С2b1) представлен в составе краснополянского, северо-кельтменского, прикамского горизонтов.

Краснополянский горизонт сложен темно-серыми, серо-коричневыми, окремненными, органогенными, доломитизированными, разнозернистыми известняками. Также отмечаются белые, светло-серые, органогенно-сгустковые, комковато-органогенные, тонкозернистые, оолитовые, оолитово-доломитизированные известняки.

Вскрытая мощность отложений краснополянского горизонта от 60 до 134 м.

Северокельтменский горизонт представлен органогенно-комковатыми, оолитовыми, водорослевыми, доломитистыми, разнозернистыми известняками. Максимальная вскрытая мощность отложений северо-кельтменского горизонта составляет 130 - 135 м.

Прикамский горизонт сложен белыми, светло-коричневыми, оолитовыми, оолитово-обломочными, органогенными, разнозернистыми, известняковыми песчаниками. Часть разреза сложена известняками комковато-органогенными, детритовыми, оолитовыми, комковато-водорослевыми, фораминиферово-водорослевыми, тонко-мелкозернистыми. Мощность отложений колеблется в пределах 105-114 м.

Отложения башкирского яруса (прикамского горизонта) со стратиграфическим несогласием перекрываются породами московского яруса.

Отложения московского яруса (С2m) выделяются в составе нижнего и верхнего подъярусов.

Нижнемосковский подъярус (С2m1) представлен верейским и каширским горизонтами.

Отложения верейского горизонта представлены чередованием карбонатных и терригенных пород. Карбонатные породы в верхней части разреза представлены известняками светло-серыми, белыми, органогенными, водорослево-фораминиферовыми, разнозернистыми.

В нижней части разреза присутствуют известняки серые, темно-серые, полидетритовые, водорослево-криноидные, органогенные, доломитизированные, частично окремненные, с обломками глинисто-кремнистых карбонатных пород. Мощность верейских отложений изменяется в пределах 55-80 м.

Отложения каширского горизонта по литологической и фаунистической характеристике можно разделить на две толщи: нижнюю - карбонатную и верхнюю - терригенно-карбонатную.

Нижняя толща представлена известняками: органогенными, комковато-органогенными, органогенно-оолитовыми, сгустковыми, разнозернистыми, белых и кремовых цветов, их дополняют известняки серые, темно-серые, органогенно-обломочные, водорослевые. Общая мощность нижней толщи каширского горизонта колеблется в пределах 50 -70 м.

Верхняя толща каширского горизонта также по литолого-фациальным признакам представлена различными литотипами пород. В разрезе присутствуют известняки серые, светло-коричневые, органогенно-комковатые, органогенно-сгустковые, органогенные, с известковистыми доломитами. Незначительная часть разреза сложена известняками белыми, светло-кремовыми, оолитовыми, обломочно-комковато-органогенными, крупно-, среднезернистыми и известковистыми песчаниками (гравелито-песчаник). Мощность верхней толщи каширского горизонта варьирует в пределах 174 -270 м. Максимальная вскрытая мощность отложений нижнемосковского подъяруса составляет 398 м.

В кровле КТ-II прослеживается П2 отражающий горизонт.

Верхнемосковский подъярус (С2m2) представлен подольским и мячковским горизонтами.

Подольский горизонт, в свою очередь, подразделяется на две толщи: нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную. Терригенная толща, которая составляет основу межкарбонатной толщи (МКТ) представлена аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников, реже с прослоями известняков.

Аргиллиты преимущественно темно-серые, сильно известковистые, неравномерно алевритистые, тонкослойчатые, пиритизированные, битуминозные. Алевролиты и песчаники темно-серые, мелкозернистые, полимиктовые, известковистые, глинистые, неравномерно алевритистые, слоистые. Известняки темно-серые, тонко- и мелкокристаллические, интенсивно пиритизированные, неравномерно битуминозные, прослоями глинистые. Мощность межкарбонатной толщи (МКТ) подольского горизонта колеблется от 50 до 67 м.

В кровле МКТ прослеживается П2t отражающий горизонт.

Карбонатная часть разреза подольского горизонта, представленная известняками светло-серыми, органогенно-обломочными, составляет нижнюю часть первой карбонатной толщи (КТ-I), при этом мощность варьирует от 72 до 96 м.

Мячковский горизонт представлен известняками светло-серыми, органогенно-обломочными, тонко - и скрытокристаллическими, с редкими прослоями доломитов и аргиллитов. Мощность горизонта колеблется от 21 до 25 м.

Верхнекаменноугольный отдел (С3) представлен в объеме касимовского и гжельского ярусов.

Отложения касимовского яруса (С3k) представлены известняками от светло-серых до темно-серых, органогенно-обломочными, доломитизированными, трещиноватыми. В верхней части разреза увеличивается терригенная составляющая в форме примеси в известняках, а также прослоев аргиллитов и алевролитов. Мощность отложений касимовского яруса изменяется от 137 до 215 м.

Литологически разрез гжельского яруса (C3g) преимущественно карбонатный, при этом в верхней части доля их уменьшается за счет замещения терригенными породами, с полным замещением на северном своде структуры. Известняки серые, темно-серые,

мелкокристаллические, плотные, с прослоями в верхней части разреза аргиллитов и алевролитов. Мощность отложений гжельского яруса составляет около 159 м.

В кровле КТ-I прослеживается П2с отражающий горизонт.

Пермская система (Р) представлена нижним и верхним отделами.

Нижний отдел перми (Р1) представлен терригенными отложениями ассельского яруса и осадками кунгурского яруса, которые трансгрессивно перекрывают различные стратиграфические слои каменноугольных отложений.

Отложения ассельского яруса (Р1а) сложены аргиллитами, алевролитами и песчаниками, встречаются прослои ангидритов и конгломератов. Мощность яруса колеблется от 17 до 534 м.

В кровле докунгурских отложений прослеживается П1 отражающий горизонт.

Отложения кунгурского яруса (Р1k) делятся на три толщи: нижнюю - терригенно-сульфатную, среднюю - галогенную и верхнюю сульфатно-терригенную. Совместно с терригенной толщей ассельского яруса они служат в качестве флюидоупорной покрышки для залежей углеводородов. Нижняя толща - терригенно-сульфатная, представлена переслаиванием аргиллитов и ангидритов с прослоями каменной соли, мощность их от 5 до 64 м; средняя галогенная толща сложена каменной солью с прослоями терригенных пород, мощность от 243 до 1700 м; верхняя сульфатно-терригенная - литологически сложена ангидритами и аргиллитами, с прослоями алевролитов, мощность от 8 до 115 м.

Максимальная вскрытая мощность осадков кунгурского яруса на месторождении достигает до 1717 м.

К кровле кунгурских отложений приурочен VI отражающий горизонт.

Отложения верхней перми (Р2) в составе уфимского, казанского и татарского ярусов представлены переслаиванием терригенных пород: глин, аргиллитов, алевролитов, мелкогалечниковых конгломератов с отдельными прослоями ангидритов и каменной соли. Вскрытая мощность верхнепермских отложений колеблется от 73 до 792 м.

Отложения мезозойско-кайнозойской группы (Mz-Kz) вскрыты в составе триасовой, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем и литологически представлены чередованием толщ песчано-глинистых пород различной окраски. Общая мощность этих отложений колеблется от 642 до 1207 м.

1.3 Тектоника

В региональном тектоническом плане месторождение Алибекмола приурочено к одноименному поднятию, расположенному в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины.

Главным геоструктурным элементом в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины является Жаркамысско-Темирский свод, входящий в состав Актюбинско-Астраханской системы поднятий. Характерной особенностью геологического развития региона в докунгурское время являлось длительное некомпенсированное опускание территории, вызванное вначале развитием Уральской геосинклинальной области, а позже в верхнем палеозое - формированием Уральской складчатой системы.

Осадочный чехол региона подразделяется на два структурных этажа: надсолевой и подсолевой.

Подсолевое поднятие Алибекмола располагается в пределах Жанажольской тектонической ступени, одной из особенностей которой является развитие мощных карбонатных массивов, которые в свою очередь осложнены поднятиями брахиантиклинального типа.

Рисунок 1.3 Структурная карта месторождения

Структура Алибекмола по данным бурения представляет собой по кровле КT-I брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания, с запада ограниченную тектоническим нарушением, по кровле нижней карбонатной толщи (КТ-II) - приразломную брахиантиклинальную складку, осложненную двумя локальными вершинами: южной и северной. С запада поднятие также ограничивается тектоническим нарушением субмеридионального простирания. Амплитуда смещения пород (с севера на юг) от 150 м до 50 м, соответственно.

Залежи всех продуктивных горизонтов относятся к типу массивно-пластовых, тектонически и литологически экранированных.

На структурной карте по отражающему горизонту П2 (кровля КТ-II) прослеживаются сбросы F1 и F2 субмеридионального простирания, которые ограничивают структуру с запада и востока.

Западнее разлома F1 установлено разрывное нарушение F5, имеющее меридиональное простирание. В северной части амплитуда его составляет 100-150 м, уменьшаясь на юге до 50 м. На юге нарушение F5 упирается в поперечный сброс F6 . Южнее сброса F6 выделяется поперечное тектоническое нарушение F7. Сбросы F6 и F7 имеют амплитуду около 50 м.

Разлом F3 в северной части месторождения малоамплитудный и не вносит существенных изменений в структурные построения.

Наиболее существенно - выявление поперечного сдвига F4, разделившего структуру на южную и северную части. Сдвиговая деформация F4 позволяет выделить 2 участка разработки:

1 - основной (южнее F4);

2 - с ухудшенными свойствами (севернее F4).

На основе изучения микрофаций и эволюции обстановок осадконакопления в пределах северного свода были выделены три фациальные зоны, различающиеся палеоглубинами и энергий седиментации согласно концепции карбонатного шельфа.

Выделенные литолого-фациальные зоны в какой-то мере связаны с зонами распространения коллекторов, их качественной характеристикой.

В скважинах, где при испытании получены совсем незначительные притоки или совсем они не получены, вскрыты разрезы, представленные фациями пелоидно-биокластовых пакстоунов, вакстоунов, ооидно-комковатых грейнстоунов, имеющие распространение в условиях передового склона и отмели. Породы данных фаций сильно перекристализованы, поры замечены блоковым споритом, т.е. первичная пористость в данных породах не сохранилась.

1.4 Нефтегазоносность

Промышленная нефтегазоносность месторождения Алибекмола приурочена к подсолевым отложениям карбона, где получили развитие нефтегазоносная толща КТ-I и нефтяная КТ-II, в которых детальной корреляцией выделено по два нефтяных пласта.

Запасы нефти, газа и конденсата утверждены в ГКЗ РК в ноябре 1994 г. и в целом по месторождению составили:

по категории С1: - балансовые запасы нефти - 127427,6 тыс.т;

извлекаемые запасы нефти - 54119,2 тыс.т;

по категории С2: - балансовые - 2054,3 тыс.т;

извлекаемые - 930,3 тыс.т.

Извлекаемые запасы свободного газа равны - 655 млн.м3. Балансовые запасы газоконденсата - 22 тыс.т, извлекаемые - 13 тыс.т.

Таблица 1.1

Свойства пластовой нефти

Таблица 1.2

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)

Таблица 1.3 -

Коллекторские свойства горных пород продуктивных пластов

1.5 Энергетическое состояние залежи

Пластовое давление КТ-II до начала разработки составляло 32,3-37,7 МПа. Как показывают результаты замеров прибором MDT, в бурящихся скважинах с начала разработки, пластовое давление варьирует от 18,1 до 39,5 МПа. Низкие значения пластового давления ниже среднего давления насыщения отмечены в новых пробуренных скважинах в конце 2005 и 2006г.

Полученные значения давления насыщения по анализам исследования глубинных проб до 2001г изменялись в пределах 15,9-28,5 МПа, а после начала разработки - от 16,4 до 30,6 МПа. Значения давления насыщения для продуктивного интервала КT-II изменяются в широких пределах как до начала, так и на текущий период разработки. Следует отметить, что принятие усредненного значения давления насыщения для карбонатной толщи КТ-II в целом является ошибочным явлением. Наблюдается явление изменения наиболее важного параметра пластового флюида - давления насыщения как по площади, так и по глубине продуктивной залежи.

Карбонатная толща КТ-II вступила в пробную эксплуатацию в ноябре 2001 года, когда были пущены в работу разведочные скважины № 26 и 28. В последующие годы по мере разбуривания КТ-II, фонд скважин быстро возрастал, и соответственно возрастала текущая добыча нефти. В 2005 г. добыча нефти достигла максимального уровня - 1205,25 тыс.т и, судя по данным добычи за 6 месяцев, уровень добычи нефти в 2006 г. будет значительно меньше.

Главная причина снижения добычи нефти - быстрое снижение дебитов добывающих скважин. Если в 2003 г. средний дебит одной добывающей скважины составлял 173,1 г/сут, в 2004 г. - 140,2 т/сут, в 2005 г. - 100,6 т/сут, то за 6 месяцев 2006 г. - всего 69,9 т/сут. Основная причина быстрого снижения дебитов скважин - стремительное снижение пластового давления в основных пластах карбонатной толщи, из которых поступала подавляющая доля притока нефти. Указанное снижение пластового давления произошло оттого, что все нефтяные залежи карбонатной толщи являются гидродинамически замкнутыми системами, объем закачки воды в карбонатную толщу в 2004-2005 годы был невелик, и нефтяные залежи фактически разрабатывались при упруго-замкнутом режиме, когда нефть отжималась из коллектора при непрерывном снижении пластового давления за счет упругих сил нефти, связанной воды и коллектора.

2. Количественный прогноз характера процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки для решения проблемы повышения охвата пластов заводнением

.1 Текущее состояние разработки

На дату составления настоящей работы на государственном балансе по месторождению Алибекмола числятся запасы, утвержденные в ГКЗ РК от 01.08.1994 г. Подсчет запасов проводился по эксплуатационным объектам КТ-I, КТ-II-1 и КТ-II-2. После составления технологической схемы разработки в 2002 г., было пробурено большое число проектных скважин, что в корне изменило представление о геологическом строении месторождения. Карбонатная толща оказалась разделена на 12 гидродинамически изолированных пластов, и на сегодняшний день разработка карбонатной толщи представляет собой совместную эксплуатацию 12 самостоятельных пластов. Таким образом, анализ разработки выполнялся по каждому пласту. Для того чтобы рассчитать основные параметры, характеризующие степень выработки запасов и состояние разработки по пластам КТ-II, использовались запасы, оперативно подсчитанные по каждому пласту.

2008 2009 2010 2011 2012

Рисунок 2.1 - Технологические показатели разработки

2.2 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

В основу нижеприведенных технико-технологических требований и рекомендаций к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин положены:

·   характеристика основных показателей разработки по отбору нефти и жидкости по варианту 1.600 (таблица П.4.5);

·        характеристика основного фонда скважин по варианту 1.600 (таблица П.4.4);

·        свойства пластовой нефти (таблица 2.3.2 и 2.3.3);

·        физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти (таблица 2.3.5 и 2.3.6);

·        компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (таблица 2.3.8 и 2.3.9);

·        сведения об ионном составе вод (таблица П.2.8);

·        давления и температуры на устье добывающих скважин при фонтанном способе эксплуатации при дебитах скважин по нефти 5,6 - 56,3 т/сут. и обводненности 50 % (таблицы 6.1.1 - 6.1.4).

Требования и рекомендации к системе сбора продукции скважин

Система сбора продукции скважин выполнена с учетом требований РД 39-0148311-605-86 «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» и должна осуществлять:

·   замер дебита нефти и газа по каждой скважине;

·        однотрубный транспорт;

·        полную герметичность процесса;

·        максимальное использование пластового давления.

Выполнение указанных требований обеспечивает более безопасные условия эксплуатации объектов сбора и, что самое главное, обеспечивает сохранение природной среды.

Все скважины на месторождении - вертикальные. Поэтому, используя рис.1.6, план расположения скважин будет иметь вид (см. рис.2.2).

При конфигурации месторождения система сбора продукции скважин будет иметь вид, приведенный на рис. 2.2. Центральный пункт сбора - в центре месторождения. С каждой стороны ЦПС по четыре групповые замерные установки. К каждой АГЗУ подключено по 6-8 скважин.

Согласно рис.1.1 ближайшим к месторождению Алибекмола и наиболее изученным является месторождение Жанажол. Физико-химические свойства этих месторождений по пласту КТ-II близки. Поэтому ожидается близость реологических свойств водонефтяных эмульсий. Из материалов работы [1] следует ожидать, что в системе сбора продукции скважин водонефтяная эмульсия будет неустойчивой. Это можно ожидать и на месторождении Алибекмола. При температуре и давлении в системе сбора продукции скважин вязкости нефти и воды близки между собой. Поэтому меняющаяся обводненность практически не будет влиять на вязкость водонефтяной смеси.

Как следует из таблицы П.4.5 максимальная добыча газа приходится на 2005 г. Добыча жидкости удерживается примерно на уровне 2005 г. Почти десять лет. При этом количество добываемого газа уменьшается за этот период почти в три раза.

Рисунок 2.2 Схема сбора продукции скважин по объекту КТ-11

Оценка диаметров трубопроводов системы сбора продукции скважин сделана согласно схемы рис.2.2 по данным 2005 г.

При давлении на входе в ЦПС, равном 1 МПа, а на устьях скважин - 2 МПа, диаметры выкидных трубопроводов от скважин до АГЗУ составят 0,1 м, а сборных коллекторов - 0,4 м. Температура продукции скважин на входе в ЦПС ожидается равной 25 оС.

При содержании сероводорода в газе, равном 1,5 %, для выкидных трубопроводов, сборных коллекторов и нефтепроводов рекомендуется использовать стальные бесшовные горячедеформированные трубы из стали 20ЮЧ по ТУ 14-3-1600-89.

Скорость потока газоводонефтяной смеси на входе в ЦПС составляет 17 м/с. Для уменьшения скорости потока необходим успокоительный участок диаметром 1,4 м длиною примерно 150 м и депульсатор согласно РД 39-0004-90 того же диаметра.

Объем сепаратора первой ступени по тому же РД равен 100 мЗ.

Для автоматического измерения количества нефти и газа предлагаются групповые замерные установки АМ-8-400КМ по ТУ 25-6734.002-87.

При высоких скоростях потока в сборных трубопроводах локальной коррозии в нижней части трубопроводов по крайней мере до 2015 года не ожидается (см. РД 39-0147323 -89-Р). Защита от сероводородной коррозии внутренней поверхности трубопроводов, арматуры и оборудования предусматривается следующими мероприятиями:

·   использованием оборудования в коррозионностойком исполнении;

·        применением арматуры и труб из высоколегированных сталей;

·   установкой блоков ингибиторов коррозии БР-2,5 на выкидных трубопроводах и сборных коллекторах.

При температурах в трубопроводах системы сбора продукции скважин около 30 оС асфальтеносмолопарафиновых отложений или образования кристаллогидратов не ожидается.

Неочищенный от сероводорода газ после компремирования предполагается закачивать в пласт.

2.3 Характеристика фонда скважин

По состоянию на 01.07.13 г. на месторождении Алибекмола пробурено в общей сложности 77 скважин, из них на КТ-II - 59 скважин. В действующем фонде добывающих скважин имелось 42 скважины, из них давали продукцию 39 скважин, 3 скважины находились во временном простое. В бездействии находились 2 скважины. Коэффициент использования фонда добывающих скважин составил 92,8 %.

В нагнетательном фонде находилось 10 скважин, из них под закачкой 9 скважин, во временном простое одна скважина №210.

Таким образом, общий эксплуатационный фонд добывающих и нагнетательных скважин равен 54.

Состояние фонда скважин на месторождении Алибекмола по состоянию на 01.07.2012г. показано в таблице 2.3.

На дату отчета 40 добывающих скважин эксплуатируются фонтанным способом, 4 скважины №№26,56,58,130 переведены на газлифтный способ добычи нефти. А также в сентябре 2006 г. намечено перевести на эксплуатацию ЭЦН две скважины № 137 и 139.

По состоянию на 01.07.12 г. средний дебит добывающих скважин составил 69,9 т/сут. Дебиты отдельных скважин изменяются в широких пределах, в таблице 2.1. показано распределение фонда добывающих скважин по среднесуточным дебитам нефти на эту же дату. Дебиты скважин в процессе разработки быстро снижаются.

В таблице 2.2 по состоянию на 01.07.12 г. дано распределение добывающих скважин по накопленной добыче нефти. Из нее видно, что накопленная добыча нефти по скважинам также изменяется в широких пределах. Все это объясняется высокой неоднородностью эксплуатационного объекта, в связи, с чем коэффициенты продуктивности скважин очень сильно меняются.

На листах 18-35 приведены карты текущих и накопленных отборов по пластам объекта КТ-II, на этих картах даны также текущая и накопленная закачка воды по нагнетательным скважинам.

Таблица 2.1

Распределение фонда добывающих скважин по среднесуточным дебитам нефти на 01.07.20012г.

Таблица 2.2

Распределение фонда добывающих скважин по накопленной добыче нефти

Из рассмотрения таблицы 2.2 следует, что большинство добывающих скважин по состоянию на 01.07.2012 г. добыло от 10 до 50 тыс.т нефти. Только по трем скважинам накопленная добыча нефти превышает 200 тыс.т. Отмечается довольно четкая закономерность, что скважины, которые вступили в эксплуатацию в начале разработки месторождения, когда пластовое давление было высоким, имели высокие начальные дебиты, а скважины, которые начали эксплуатироваться в последние годы, отличаются невысокими дебитами. Аналогично распределяется и накопленная добыча нефти - наибольшая добыча нефти наблюдается по скважинам, вступившим в эксплуатацию в начале разработки месторождения.

Таблица 2.3

Состояние фонда скважин по месторождению Алибекмола на 01.07.2012г.

2.4 Характеристика отборов нефти, газа и воды

Карбонатная толща КТ-II вступила в пробную эксплуатацию в ноябре 2001 года, когда были пущены в работу разведочные скважины № 26 и 28. В последующие годы по мере разбуривания КТ-II, фонд скважин быстро возрастал, и соответственно возрастала текущая добыча нефти. В 2005 г. добыча нефти достигла максимального уровня - 1205,25 тыс.т и, судя по данным добычи за 6 месяцев, уровень добычи нефти в 2006 г. будет значительно меньше.

Главная причина снижения добычи нефти - быстрое снижение дебитов добывающих скважин. Если в 2009 г. средний дебит одной добывающей скважины составлял 173,1 г/сут, в 2010 г. - 140,2 т/сут, в 2011 г. - 100,6 т/сут, то за 6 месяцев 2012 г. - всего 69,9 т/сут. Основная причина быстрого снижения дебитов скважин - стремительное снижение пластового давления в основных пластах карбонатной толщи, из которых поступала подавляющая доля притока нефти. Указанное снижение пластового давления произошло оттого, что все нефтяные залежи карбонатной толщи являются гидродинамически замкнутыми системами, объем закачки воды в карбонатную толщу в 2010-2011 годы был невелик, и нефтяные залежи фактически разрабатывались при упруго-замкнутом режиме, когда нефть отжималась из коллектора при непрерывном снижении пластового давления за счет упругих сил нефти, связанной воды и коллектора.

2009 2010 2011 2012 2013

Рисунок 2.2 - Накопленная добыча нефти и воды

По состоянию на 01.07.12 г. накопленная добыча нефти по КТ-II составила 3221,1 тыс.т, соответственно выработка извлекаемых запасов нефти составила 6,2 %, а достигнутый коэффициент извлечения нефти - 0,027. Темп отбора нефти относительно извлекаемых запасов составил в 2011г 2 %.

Большинство скважин эксплуатируются фонтанным способом, и большая их часть добывает практически безводную нефть. В настоящее время только несколько скважин добывали нефть с водой - это скважины №№ 201, 106, 129, 208 и 107.

В скважине № 201 вода появилась в августе 2005 г. Ее обводненность достигла 30 %, после чего скважина была переведена под закачку.

В скважине № 106 вода появилась в феврале 2006 г., ее обводненность к середине 2006 г. достигла 68 %, при дебите скважины по нефти 3 т/сут и добыче воды 6,4 т/сут. Скважина продолжает работать фонтанным способом.

В скважине № 129 вода появилась в мае 2006 г., обводненность быстро достигла 96%, после чего скважина была остановлена.

Скважина № 208 обводнилась на 30 % от закачки воды в скважину № 55.

Скважина №107 обводнилась на 15 %, возможно, от закачки воды в скважину № 204. По-видимому, прорыв воды по всем этим скважинам произошел от ближайших нагнетательных скважин по одному из проницаемых пропластков 4 или 9 пластов.

Так как все добывающие скважины работают при забойных давлениях ниже давления насыщения нефти газом, а в 4 и 9 пластах и пластовые давления снизились ниже давления насыщения, происходит разгазирование нефти в пластовых условиях. Поэтому по многим добывающим скважинам происходит рост газовых факторов. Начальное значение газового фактора равнялось 242 м3/т. Однако, уже в марте 2005 г. скважины №№ 10, 26, 51, 53, 58, 115, 121, 122, 127, 135, 136, 207 и 210 имели величину газового фактора от 255 до 815 м3/т. К середине 2006 г. повышенный газовый фактор имели уже 23 скважины. При исследовании добывающих скважин прибором РLT по некоторым из них по ряду перфорированных пропластков фиксировался приток, в основном, газа и газированной нефти. Это свидетельствует о том, что процесс разгазирования нефти в пластовых условиях в карбонатной толще принял широкие масштабы. Выполненные исследования, результаты которых будут изложены в последующих разделах работы, показали, что разгазирование нефти в пластовых условиях происходит только в 4 и 9 пластах карбонатной толщи.

Во второй половине 2006 г. по целому ряду скважин, находящихся в зоне интенсивной закачки нагнетательных скважин №№ 210, 211, 52 и 209 наблюдается снижение газовых факторов, что говорит о прекращении снижения пластового давления в этой зоне 4-го пласта и, возможно, о начавшемся росте пластового давления в залежи.

В процессе разбуривания карбонатной толщи КТ-II была установлена зона на западном крыле структуры, где она характеризуется очень низкой пористостью и проницаемостью. Это район скважин №№ 62, 12 и 130. Перечисленные скважины отличались очень низкой продуктивностью; скважина № 62 переведена в настоящее время на вышележащий газовый пласт, скважина № 12 ликвидирована, а скважина № 130 имеет дебит 2 т/сут. при очень низком забойном давлении.

2.5 Анализ работы добывающих скважин

По состоянию на 01.07.2012г практически все скважины действующего фонда за исключением скважины №106 эксплуатируются с забойным давлением ниже принятого по КТ-II среднего давления насыщения. Распределение действующего фонда скважин по динамическим забойным давлениям приведено в таблице 5.1.5.

Как видно из таблицы 2.5, 75% действующего фонда добывающих скважин работают с забойным давлением в диапазоне от 10 до 15 МПа, что соответственно на 59 и 39% ниже давления насыщения. Забойные давления скважин снижены ниже давления насыщения в рамках реализации рекомендаций ЦКР РК от 25.12.2002г с целью определения максимальной производительности добывающих скважин с 2003г.

При снижении забойного давления ниже давления насыщения нарушается равновесие пластового флюида и происходит разгазирование нефти в пласте, что на поверхности отражается ростом газового фактора и изменениями устьевых параметров скважины. Однако отсутствие возможности индивидуального учета добываемого объема попутного газа до 2004г. не позволило проследить за изменением величины газового фактора. Учет объема добычи попутного газа до 2004г велся по величине газосодержания пластовой нефти (по объекту КТ-II обосновано и принято в «Технологической схеме разработки месторождения Алибекмола» на уровне 242м3/т), полученного при дифференциальном разгазировании.

С июля 2004г на месторождении начаты работы по организации учета добычи газа индивидуально по каждой скважине с применением мультифазного счетчика компании «Шлюмберже» и в дальнейшем оборудования типа «ОЗНА». Проведенные работы по индивидуальному замеру газового фактора в 2005-2006гг выявили высокие значения дебитов газа. Распределение добывающих скважин по текущему газовому фактору приводится в таблице 2.6.

Как видно из распределения скважин по величине газового фактора на 01.07.2012г всего 38% добывающих скважин работают с газовым фактором менее 300м3/т. Газовые факторы остальных скважин колеблются в пределах 300-700 м3/т.

Довольно поздний ввод системы ППД и снижение забойного давления ниже давления насыщения повлекло за собой снижение пластового давления залежи в зоне отбора, в результате чего по скважинам увеличился газовый фактор, что соответственно отрицательно повлияло на продуктивность добывающих скважин. Если в 2009г средний дебит одной добывающей скважины составлял 173,1 т/сут, в 2010 г. - 134,4 т/сут, в 2011 г. - 100,3 т/сут, то за 6 месяцев 2012г снизился до 69,9 т/сут.

В первом полугодии 2012г на месторождении пробурены 6 новых добывающих скважин №№103,104,129,137,145,206. Начальные среднесуточные дебиты нефти новых скважин изменялись в диапазоне от 3,2 (№104) до 83,3 (№145) т/сут. Скважины №№104,129,137 периодически останавливались для набора давления в связи с низкой продуктивностью. Среднесуточный дебит нефти по переходящему фонду добывающих скважин изменяется в пределах 6,4 - 172,3 т/сут, в среднем составляя 63,5 т/сут.

Распределение действующего фонда скважин по текущему дебиту (на 01.07.2012г) приводится в таблице 2.1.

Работа добывающих скважин на месторождении регулируется путем изменения диаметра штуцера в зависимости от динамики дебитов, забойного давления и газового фактора скважины. Начало снижения дебита или рост газового фактора является сигналом к изменению режима работы скважины. Это может быть связано с недостатком пластовой энергии в районе скважины, появлением в скважине двухфазной жидкости, смыканием трещин резервуара, загрязнением призабойной зоны пласта (ПЗП) и т.д.

В процессе дальнейшей эксплуатации на текущем режиме, когда происходит повторное истощение пластовой энергии, дебит начинает снижаться и очередное проведение СКО приводит к росту дебита нефти. Далее процесс повторяется.

Исходя из анализа динамики дебита нефти, газового фактора, забойного давления, приведенного к отметке минус 3020 м (середина коллектора) и диаметра штуцера во времени в настоящем отчете выделены 4 группы скважин (таблица 5.1.7):

)        В скважинах первой группы наблюдается снижение газового фактора и небольшой рост дебита и забойного давления;

2)      В скважинах второй группы наблюдается снижение или стабилизация газового фактора, дебит и забойное давление остаются стабильными;

3)      По работе скважин третьей группы наблюдается увеличение газового фактора за счет снижения забойного давления, но при этом дебиты добывающих скважин остаются стабильными за счет режима растворенного газа;

)        Работа скважин четвертой группы характеризуется резким увеличением газового фактора, который негативно сказывается на дебитах скважин и забойном давлении.

По динамике работы добывающих скважин (рисунки 5.1.6-5.1.10), относящихся к III и IV группам наблюдается рост газового фактора, что является крайне неблагоприятным фактором при эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. В основном с повышенным газовым фактором, более чем 500 м3/т, работают скважины №№10,51,58,118,127,141. В скважинах №№119, 121, 122, 141, 142, 144, 145, 147, 148 наблюдается быстрый темп роста ГФ. В этих скважинах требуется проведение мероприятий по снижению газового фактора.

Как видно из рисунков 5.1.2-5.1.5 по динамике работы добывающих скважин I и II групп наблюдается снижение или стабилизация газовых факторов скважин, при этом дебиты многих скважин остаются стабильными. Текущие газовые факторы этих скважин варьируют в диапазоне от 100 до 400 м3/т, что соответствует ранее принятым значениям газосодержания.

Снижение дебита газа в основном достигается за счет уменьшения диаметра штуцера добывающих скважин, соответственно наблюдается снижение среднесуточного дебита нефти и повышение забойного давления.

Выводы:

·   75% действующего фонда добывающих скважин работают с забойным давлением в диапазоне от 10 до 15 МПа, что соответственно на 59 и 39% ниже давления насыщения;

·        Более половины скважин (22 ед.) работают с завышенным газовым фактором в диапазоне 300-700м3/т;

·        Рост газового фактора добывающих скважин за последние 2011-2012гг является результатом снижения пластового давления ниже критического;

·        Из анализируемых 34 добывающих скважин в 25 скважинах (73%) наблюдается тенденция увеличения газового фактора. В основном увеличение добычи попутного газа наблюдается в 9-точечных элементах скважин №№ 54, 213, а также в отдельных скважинах №№ 10, 51, 109. Рост ГФ по элементам скважин №№ 54, 213 объясняется низкой компенсацией отборов;

Рекомендации:

·   В 15 скважинах (№№ 10, 51, 58, 118, 127, 119, 121, 122, 141, 142, 144, 145, 147, 148) необходимо проведение мероприятий по снижению газового фактора;

·        В скважинах северного свода №№ 61,64 отсутствуют замеры промыслового ГФ, что недопустимо при эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. Необходимо систематически контролировать изменение ГФ скважин северного свода.

·        В нагнетательной скважине №54, рекомендуется провести работы по увеличению приемистости скважины путем проведения кислотного гидроразрыва пласта, так как проведенные акустическое воздействие, солянокислотные обработки в этой скважине не дали положительных результатов. Интенсификацию необходимо провести против интервалов 8, 9 и 4 пластов, особо нуждающихся в увеличении текущей компенсации отборов.

·        Скважина №213 переведена под нагнетание во время составления данной работы, и по добывающим скважинам данного 9-точечного элемента наблюдалась тенденция увеличения газового фактора и снижение пластового давления ниже давления насыщения. Необходимо перевести скважины №№27,141,142,143,144,145,147,148 на «щадящий» режим работы для восстановления рациональной динамики закачки и добычи.

·        Скважина №82

Таблица 2.4

Распределение действующего фонда скважин по забойному давлению

Таблица 2.5

Распределение фонда скважин по текущему газовому фактору

Таблица 2.6

Распределение скважин по динамике ГФ, дебита нефти и забойного давления

* - проанализирован период до перевода на газлифт

№№ 61,64,104,106,129,130,131,137,206 - скважины не включены в анализ из-за недостатка замеров ГФ и короткого периода работы, в связи с частыми остановками

2.6 Анализ работы продуктивных пластов карбонатной толщи при различных режимах эксплуатации

В предыдущих разделах отмечалось, что все пласты карбонатной толщи тектонически или литологически экранированы и представляют гидродинамически изолированные системы.

Вплоть до конца 2011 г., когда началась интенсивная закачка воды в эксплуатационный объект, нефтяные залежи этих пластов разрабатывались, в основном, при упруго-замкнутом режиме.

Как известно, при упруго-замкнутом режиме разработки нефтяной залежи количество отжатой из пласта нефти определяется следующей формулой:= b*VDР (2.1)

где Q - количество извлеченной нефти из пласта;

b* - сжимаемость нефтяной залежи;- объем или геологические запасы нефтяной залежи;

DР - средневзвешенное по объему залежи снижение пластового давления.

Исходя из этой формулы, должна существовать зависимость между геологическими запасами нефти в пласте и количеством поступившей из пласта нефти. Эта зависимость должна выражаться некоторой тенденцией, так как действует еще другой фактор - снижение пластового давления в залежи, а снижение пластового давления в отдельных пластах весьма неравномерное. Указанная зависимость показана на рис. 5.1.11. Если бы пластовое давление снижалось в карбонатной толще равномерно по всему объему, то эта зависимость была бы линейной. Фактически она близка к линейной, но точки, характеризующие наиболее продуктивные пласты 4 и 9, далеко отклоняются в сторону больших накопленных отборов.

Это происходит потому, что по этим пластам отмечается наиболее глубокое снижение пластового давления и разгазирование нефти в пласте. По этим пластам нефть вытеснялась не только при упруго-замкнутом режиме, но и режиме растворенного газа, а так как расходометрия и термометрия показывают, что почти вся закачиваемая вода поступает в 4 и 9 пласты, то и за счет вытеснения нефти закачанной водой.

В то же время близкая к линейной зависимость по остальным пластам, в которых не было столь глубокого снижения пластового давления и в которых упруго-замкнутый режим проявлялся в чистом виде, свидетельствует о том, что величина накопленной добычи нефти по пластам, определенная по данным РLT, имеет достаточно высокую точность. По величине отклонения отдельных точек от линейной зависимости можно судить о степени снижения пластового давления в конкретной из нефтяных залежей, из которых слагается многопластовый эксплуатационный объект месторождения Алибекмола.

Количество добытой нефти при упруго-замкнутом режиме по 4 и 9 пластам можно определить по выше приведенной формуле:

пласт

= b*VDР = 42,4´10-5´52062´103´12 = 264891 м3 в пластовых условиях или 170855 т.

пласт

= b*VDР = 42,4´10-5´25065´103´11 = 116903 м3 в пластовых условиях или 75402 т.

Сжимаемость b* всех компонентов обеих нефтяных залежей принималась по аналогии с месторождением Тенгиз.

В настоящее время в нефтяных залежах 4 и 9 пластов наблюдается смешанный режим разработки: одновременно реализуются упруго-замкнутый и водонапорный режимы, так как в эти пласты поступает закачиваемая в КТ-II нагнетательными скважинами вода, и режим растворенного газа, так как пластовое давление в них снизилось ниже давления насыщения.

Согласно анализу данных РLT по нагнетательным скважинам в 4 пласт по состоянию на 01.07.12 г. закачано 1000,6 тыс.м3, а в 9 пласт - 253,7 тыс.м3 воды. Соответственно закачанная вода вытеснила из залежи такое же количество нефти в пластовых условиях. В тоннах на поверхности за счет вытеснения нефти водой добыто по 4 пласту 645387 т, а по 9 - 136636 т.

Согласно результатам анализа профилей притока по добывающим скважинам, приведенным в разделе 5, накопленная добыча нефти по нефтяной залежи 4 пласта составляет 1311,5 тыс.т, а по 9 пласту - 629,6 тыс.т.

Количество добытой нефти за счет режима растворенного газа определяется материальным балансом:

пластр.р.r. = 1311,5-170,9-645,4 = 495,2 тыс.т

пластр.р.r. = 629,6-75,4-136,6 = 417,6 тыс.т

Таким образом, по 4 пласту за счет упруго-замкнутого режима добыто 13 % всей нефти, за счет вытеснения нефти закачанной водой - 49,3 % и за счет режима растворенного газа - 37,6 %.

Аналогично по 9 пласту за счет упруго-замкнутого режима добыто 12 % всей нефти, за счет вытеснения нефти закачанной водой - 21,7 % и за счет режима растворенного газа - 66,3 %.

Конечно, все выполненные расчеты являются приближенными, так как цифры снижения давления в пластах, значения накопленной добычи и закачки по обоим пластам определены с невысокой точностью, что, несомненно, внесло значительные погрешности в выполненные расчеты. Но и такая приблизительная оценка работы карбонатной толщи при различных режимах ее эксплуатации весьма полезна.

Все остальные нефтяные залежи работают, в основном, при упруго-замкнутом режиме и лишь в небольшой степени за счет вытеснения нефти закачанной водой.

2.7 Характеристика энергетического состояния

В связи с очень большим этажом нефтеносности первоначальное пластовое давление в своде и подошве карбонатной толщи КТ-II изменялось в значительных пределах. В самом верхнем (первом) пласте оно составляло 29,6 МПа, в самом нижнем - 36 МПа. Так как в настоящее время все пласты карбонатной толщи КТ-II разрабатываются как единый многопластовый объект, то в качестве начального пластового давления принимается среднее давление 34,8 МПа, что соответствует давлению на отметке минус 3020 м.

В процессе эксплуатации месторождения наблюдалось быстрое снижение пластового давления. Это свидетельствует о том, что полностью отсутствует влияние пластовой водонапорной системы. С востока и запада нефтяные залежи ограничены тектоническими нарушениями, которые полностью экранируют залежи от воздействия законтурной зоны. Влияние подошвенной воды также отсутствует, так как нет сообщаемости в пределах карбонатной толщи в вертикальном направлении из-за многопластового характера эксплуатационного объекта. Следовательно, нефтяная залежь КТ-II до начала заводнения карбонатной толщи разрабатывалась преимущественно при упруго-замкнутом режиме. При этом режиме нефть отжимается из коллектора при непрерывном снижении пластового давления за счет упругих сил нефти, связанной воды и коллектора.

Количество измерений 2006-2012 годы

Рисунок 2.3 - Изменение пластового давления

Так как карбонатная толща КТ-II представляет собой совокупность 12 продуктивных пластов, снижение пластового давления в каждом из них различно. Пласты, обладающие высокой гидропроводностью, из которых происходит основной отбор нефти, имеют более низкое текущее пластовое давление по сравнению с пластами, которые дренируются слабо. Неравномерное снижение пластового давления в разных пластах объясняется не только различием их коллекторских свойств, но и их высокой зональной и послойной неоднородностью, наличием тектонических разломов и зон трещиноватости коллектора на общем фоне низкой проницаемости матрицы, наличием в отдельных пластах обширных зон замещения коллектора непроницаемыми породами.

Определение текущего пластового давления по каждому из выделенных пластов КТ-II представляет значительные трудности. Обычные замеры пластового давления мало информативны, так как затруднительно однозначно отнести замеренное давление к какому-либо из выделенных пластов. Поэтому широко использовались данные исследований прибором МДТ, которые показывают величину текущего пластового давления по всему разрезу карбонатной толщи. Но такие исследования можно провести только в бурящейся скважине, что сильно ограничивает количество подобных исследований. Кроме того, при бурении наблюдается размыв стенок скважин, и прибор МДТ не везде может плотно прижаться к стенкам скважины, что вносит определенные погрешности в определение текущего пластового давления по каждому из выделенных пластов карбонатной толщи. Поэтому при анализе текущего пластового давления в КТ-II приходится пользоваться приближенными данными.

Все замеры пластового давления приводились к отметке минус 3020 м. В таблице 2.6 приведено замеренное пластовое давление по пластам карбонатной толщи КТ-II. Как видно из таблицы по 1, 2, 11 и 12 пластам текущее пластовое давление близко к начальному.

В настоящее время все добывающие скважины работают с забойными давлениями ниже давления насыщения (24,3 МПа), по 4 и 9 пластам, которые дренируются наиболее активно, пластовое давление снизилось ниже давления насыщения. Это является следствием отставания объема закачки воды от проектных значений, компенсация объема добычи нефти закачкой очень мала. Поэтому в большинстве пластов наблюдается разгазирование нефти в пластовых условиях и, как следствие, рост газовых факторов продукции значительной части добывающих скважин.

В технологической схеме разработки прогноз поведения пластового давления проводился с помощью трехмерной компьютерной модели, созданной фирмой «Халибертон». В этой модели КТ-II-1 и КТ-II-2 были представлены как единые гидродинамические системы, поэтому при упруго-замкнутом режиме при отборе нефти пластовое давление снижалось во всем объеме карбонатной толщи. Фактически карбонатная толща оказалась расчлененной на 12 гидродинамически изолированных объектов, и по пластам с высокими темпами отбора (4 и 9) снижение пластового давления оказалось намного выше проектного, а по низкопроницаемым, которые дренируются очень слабо, снижение давления невелико.

Таблица 2.8 с замеренными пластовыми давлениями по пластам горизонтов КТ-II составлена по данным исследования бурящихся скважин МДТ. Из таблицы видно, что минимальные давления отмечаются по 4 пласту. Уже в сентябре 2010г в скважине № 143 было зафиксировано пластовое давление на уровне давления насыщения - 24,55 МПа. Аналогичное давление было отмечено в декабре 2010г в скважине № 209. В июле 2011г в скважине № 134 было зафиксировано пластовое давление 22,1 МПа, а в марте 2012 г. в скважине № 129 - 21,1 МПа. Ниже давления насыщения фиксировались давления в конце 2011г по скважинам №№ 148, 213 и 139. По многим другим скважинам результаты замеров давления МДТ были выше давления насыщения, следовательно, в 4 пласте имелись и зоны с пластовым давлением выше давления насыщения, но, судя по всему, зона разгазирования нефти была обширной.

Можно с достаточной долей приближенности считать, что пластовое давление в зоне отбора нефти 4 пласта снизилось в среднем на 12 МПа от начального и на 2 МПа ниже давления насыщения. С учетом высокой газонасыщенности пластовой нефти такое снижение пластового давления вызвало значительный рост газовых факторов по большинству добывающих скважин.

Другим пластом, по которому фиксировалось по данным МДТ снижение пластового давления ниже давления насыщения, является 9 пласт. В мае 2004г по скважине № 207 было зафиксировано давление 26,6 МПа, а в декабре 2004г в скважине № 209 пластовое давление 23,5 МПа. В июле 2005г в скважине № 134 было отмечено пластовое давление 22,4 МПа. Прочие замеры фиксировали пластовое давление выше давления насыщения, т.е. в пласте имелась глубокая депрессионная воронка в зоне максимальных отборов нефти из 9 пласта.

Можно, в первом приближении, считать, что пластовое давление по 9 пласту снизилось в среднем в зоне отбора нефти на 11 МПа и на 1 МПа ниже давления насыщения.

Так как до второй половины 2005г объем закачки воды в карбонатную толщу был невелик, то эта закачка практически не оказала влияния на энергетическое состояние КТ-II. Пластовое давление продолжало снижаться, газовые факторы по многим скважинам продолжали возрастать. В конце 2005г и в первой половине 2006г объемы закачки воды значительно возросли, но компенсация отбора закачкой по-прежнему оставалась невысокой. И только в середине 2012г было отмечено снижение газовых факторов по добывающим скважинам, расположенным в зоне нагнетательных скважин №№ 52, 209, 210, 211. Это показывает, что в этой зоне снижение пластового давления прекратилось и, возможно, наметился его рост, в основном, в 4 пласте, в который поступает большая часть закачиваемой в карбонатную толщу воды.

По результатам замеров пластового давления прибором МДТ в новых пробуренных скважинах и с использованием данных прямых замеров в действующих (добывающих и нагнетательных) скважинах построены карты изобар, получены зависимости пластового давления от отбора и закачки по каждому подобъекту КТ-II-1 и КТ-II-2.

На картах изобар КТ-II-1 и КТ-II-2 южного свода, зоны снижения пластового давления ввиду сильной неоднородности распространены по-разному. Наиболее пониженное давление, как видно из карт суммарных отборов КТ-II-1 и КТ-II-2, приурочено к зоне больших накопленных отборов.

По горизонту КТ-II-1 зона сниженного давления приходится на южную периферийную часть южного свода, а по горизонту КТ-II-2 наиболее сниженные участки наблюдаются в сводовой части резервуара в районе скважин №№54, 201, что объясняется сложностью геологического строения залежи, когда по горизонту преобладает геологическая неоднородность пластов по площади и разрезу. Если учесть, что среднее первоначальное пластовое давление по КТ-II-1 составило 33,5МПа, а по КТ-II-2 - 34,8 МПа, то можно увидеть что пластовое давление в зоне отбора по КТ-II-1 понизилось по сравнению с первоначальным на 15,9 МПа, а по КТ-II-2 на -12,8 МПа.

Среднее пластовое давление по подобъектам КТ-II-1, КТ-II-2 и КТ-II рассчитано взвешиванием по объему по формуле:

 (2.2)

где Р1, Р2, …, Рп.- средние значения давлений между соседними изобарами; h1, h2, … hn - средние толщины пласта на площадях S1, S2, … Sn; Vобщ - общий объем пласта для всей площади.

В результате проделанных работ были выделены участки со сниженным пластовым давлением по каждому подобъекту, рассчитаны взвешенные объемы залежи, имеющие разные пластовые давления и средневзвешенное пластовое давление в КТ-II-1, КТ-II-2 горизонтах. Полученные значения среднего пластового давления относительно ко всему объему составили по КТ-II-1 - 23,97 МПа, по КТ-II-2 - 24,95 МПа и в целом 24,48 МПа. В зоне отбора их значение снизилось в среднем по КТ-II-1 до 17,5 МПа, по КТ-II-2 до 22,1 МПа.

По состоянию на 01.07.2006г по горизонту КТ-II-1 пластовое давление снизилось ниже, чем давление насыщения в объеме пласта, который составляет 53,8% от общего объема горизонта, а по горизонту КТ-II-2 объем пласта со сниженным пластовым давлением составил 52,2%. В целом по КТ-II по южному своду залежи пластовое давление снизилось ниже давления насыщения в объеме пласта 1145,3 млн.м3, что составляет 41,0% от общего объема залежи.

В таблице приведены средневзвешенные объемы пластов, рассчитанные по карте изобар и их процентное распределение по горизонтам КТ-II-1 и КТ-II-2 и в целом по КТ-II южного свода месторождения.

Динамика пластового давления и зависимость пластового давления от суммарной добычи нефти и закачки по карбонатной толще КТ-II приведены на рисунках.

Как видно из рисунков, за последние полтора года наблюдается снижение пластового давления ниже давления насыщения, что привело к росту газового фактора и снижению дебита нефти добывающих скважин. Но как видно из рисунка зависимостей пластового давления от накопленного отбора жидкости и накопленной закачки наблюдается тенденция снижения темпа падения пластового давления, что является результатом увеличения закачки в 2005- 2006гг.

Анализируя энергетическое состояние и динамику пластового давления по залежи КТ-II следует отметить, что на месторождении увеличение текущей компенсации отбора приведет к положительным результатам. Наблюдается снижение темпа падения пластового давления при текущей компенсации отбора 75%. Во избежание дальнейшего снижения и увеличения пластового давления при замкнутой системе залежи КТ-II необходимо достичь уровня годовой компенсации отбора до 120%.

Увеличение текущей компенсации приведет к увеличению пластового давления, при этом в начальный период пластовое давление будет расти медленно за счет сжатия окклюдированных пузырьков газа (примерно 4 года до давления, равного давления насыщения). Затем пластовое давление будет расти быстрее, когда пузырьки перестанут сжиматься и окончательно растворяться.

Для получения более полноценной карты изобар и контроля за изменением пластового давления необходимо проводить замеры пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах не реже 1 раз в полугодие, а также продолжить поинтервальные замеры пластового давления с помощью прибора МДТ.

2.8 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов

Анализ результатов гидродинамических исследований проведен на базе данных, представленных ТОО «Казахойл Актобе» по состоянию на 01.07.12 г. С начала разработки на месторождении в процессе разработки проведены 33 гидродинамические исследования методом неустановившихся отборов (КВД) в 20 скважинах и 14 исследовании методом установившихся отборов в 8 скважинах. А также в нагнетательных скважинах №№ 52, 55, 204, 210, 213 в 2006г проводились гидродинамические исследования методом кривой падения давления (КПД). Следует отметить, что исследования методом установившихся отборов (МУО) проводились в начальные годы разработки (2001-2003гг.).

Обработка результатов гидродинамических исследований методом восстановления давления проводилась по методике Хорнера и методом касательной обработки.

В процессе интерпретации, основываясь на поведении кривой уравнения и учитывая особенности строения коллектора месторождения, выбраны границы, характеризующие прискважинную, промежуточную и удаленную зоны и границы пласта.

Результаты гидродинамических исследований методом неустановившихся отборов в добывающих и нагнетательных скважинах приведены в таблицах 5.1.10 и 5.1.5.11. Как видно из таблицы 5.1.10, коэффициенты проницаемости добывающих скважин варьируют в пределах 0,073-257,87 мкм2·10-3, и в среднем по месторождению составил 5,55 мкм2·10-3. Значения коэффициентов гидропроводности по скважинам варьирует в пределах 0,014-11,08 мкм2·м/мПа·с в среднем составляя 0,309 мкм2·м/мПа·с. Следует отметить, что минимальное значение коэффициента гидропроводности (0,014 мкм2·м/мПа·с) получено по скважине №64, которая пробурена в северном куполе месторождения Алибекмола, что еще раз является подтверждением низкой фильтрационной способности северной части залежи. Время остановки добывающих скважин изменяется от 24 до 255 часов.

Все гидродинамические исследования скважин на месторождении проводились по единому интервалу КТ-II, что затрудняет гидродинамическую оценку отдельных подобъектов КТ-II-1 и КТ-II-2, однако, режим их работы значительно различается. Следовательно, полученные результаты ГДИС в основном характеризуют фильтрационные параметры наиболее работающих пластов.

Результаты ГДИС во многих скважинах показывают невосстановление давления на забое закрытых скважин, что объясняется низким коэффициентом проницаемости пласта. Но, следует отметить, что при остановке добывающих скважин, где объединены несколько пластов в единый интервал разработки, могут существовать межпластовые перетоки жидкости в результате неравномерной выработки и снижения пластового давления. В результате, даже при остановке скважины происходит переток флюида между работающими пластами, что отразится на результатах восстановления забойного давления. С целью недопущения таких недостатков при проведении ГДИС методом неустановившихся отборов необходимо убедиться в отсутствии межпластовых перетоков, проведя исследование ГИС по контролю над разработкой в остановленной скважине.

В таблице 5.1.11 приведены результаты гидродинамических исследовании методом установившихся отборов. Как видно из таблицы, исследование МУО в добывающих скважинах проведено только в начальные годы разработки 2001-2003г.г. Средний коэффициент продуктивности добывающих скважин составил - 55,7 м3/сут/МПа. Рассчитанные значения фильтрационных параметров по МУО подтвердили полученные значения результатов КВД. Но количественная ограниченность исследований МУО не позволяет проследить динамику коэффициентов продуктивности скважин и оценить текущее состояние разработки.

В 2012 году гидродинамическими исследованиями были охвачены 5 нагнетательных скважин (№№52,55,204,210,213). В данном случае манометры типа «Кедр-42» были спущены на глубину до середины интервала перфорации и снята кривая падения забойного давления. На основании данных измерений строились кривые падения давления в координатах  и . Для обработки КПД во всех исследованиях взят конечный участок, наиболее близкий к горизонтали. Как видно из таблицы 5.1.12, во многих скважинах, кроме скважины №55, кривая падения давления не восстановлена. Вероятно, полученные значения параметров КПД относятся к призабойной зоне пласта.

В результате проведения исследования КПД в нагнетательных скважинах, получены пластовые параметры проницаемости в диапазоне 0,328-13,529 мкм2*10-3, в среднем - 0,861 мкм2*10-3, гидропроводности в диапазоне 2,17-31,8 мкм2*м/мПа*с, в среднем - 4,218 мкм2*м/мПа*с. Приемистость нагнетательных скважин варьирует в пределах 18,21-796,16 м3/сут и в среднем - 327 м3/сут. Время записи КПД изменяется от 12 до 344 часов. Несмотря на довольно большой период остановки, во многих исследованиях наблюдается невосстановление пластового давления (кроме скважины №55), вероятно полученные параметры, относятся к призабойной зоне пласта, при этом пластовое давление может быть занижено. Косвенно факт неполного восстановления подтверждает отрицательный скин-фактор.

Полученные результаты исследования МУО, КВД, и КПД подтверждают, что пласты в целом имеют низкие фильтрационные характеристики, сравнительно высокие дебиты по скважинам получены за счет больших нефтенасыщенных толщин эксплуатационных объектов.

На месторождении проводилась методы интенсификации добычи: соляно-кислотные обработки, соляно-кислотные ванны, селективные СКО и дополнительные перфорации. Гидродинамические исследования скважин №№28, 51, 52, 55 до и после проведения интенсификации добычи нефти показывают увеличение продуктивности скважин и параметров проницаемости призабойной зоны.

2.9 Анализ эффективности применения методов интенсификации

Преобладающим преимуществом выделения карбонатной толщи КТ-II, как единого эксплуатационного объекта при проектировании являлась минимизация начальных капитальных вложений. Однако, как показывает история разработки месторождения, в многопластовом объекте КТ-II, где объединены в один эксплуатационный объект несколько пластов, имеющих различные фильтрационные характеристики, не все вскрытые пласты работают. В результате наблюдается неравномерный охват разработкой, отдельные пласты быстро вырабатывались, и по ним уже наблюдается поступление воды в некоторые добывающие скважины.

Технологической схемой разработки для ослабления вышесказанного негативного влияния совмещения в едином эксплуатационном объекте группы пластов с различной пористостью и проницаемостью рекомендован целый комплекс технологий, таких как селективная соляно-кислотная обработка (СКО), акустическое воздействие (АВ), щелевая гидропескоструйная или гидромеханическая перфорация (ГПП) и т.д. Проведение этих мероприятий позволит приблизиться к равноскоростной выработке отдельных пластов, из которых слагаются наши эксплуатационные объекты.

Фактически на месторождении, согласно рекомендациям Тех. Схемы, проведены 45 соляно-кислотных обработок, 24 селективных СКО, и 1 (№54) акустическое воздействие. Концентрация соляной кислоты в растворе составляла 15-20% НCl. Объемы закачиваемой кислоты менялись от 0,5 до 1,5 м3 на 1 м, в зависимости от продуктивных параметров скважин. Во многих скважинах после проведения СКО наблюдается многократное увеличение дебита нефти, однако, как показывает история эксплуатации большинства скважин, эффективный период от интенсификации оказался непродолжительным.

Сравнение результатов исследования ГИС по контролю за разработкой добывающих скважин до и после проведения интенсификации показывает, что после проведения интенсификации добычи нефти в работу подключаются ранее неработавшие толщины, увеличивается охват дренированием, что приводит к увеличению среднесуточного дебита скважины. Однако при проведении обычной солянокислотной обработки закачиваемая кислота под давлением выдавливает грязь из НКТ, а жидкость, находящаяся ниже пакера, продавливается непосредственно в высокопроницаемые пласты, оставляя необработанные низкопроницаемые пласты, в результате чего эффективность от мероприятия снижается.

С целью избежания негативных последствий на месторождении применялась технология закачки рабочей жидкости с применением гибких НКТ, которая позволила целенаправленно доставить кислоту точно на заданную глубину. Солянокислотная обработка с помощью гибких НКТ проведена в 24 скважинах, 28 раз в начальные 2008-2011 годы разработки. Но в целом данный метод полностью не решает проблему Алибекмолы по воздействию на низкопроницаемые зоны, так как с помощью гибких НКТ можно только направить поток жидкости в отдельные интересующие зоны, при этом остаются открытыми другие наиболее высокопроницаемые интервалы, которые поглощают подавляющий объем рабочей жидкости. Избежать таких технических проблем на месторождении помогла технология применения механических пакеров, которые разобщают с двух сторон обрабатываемую зону.

На месторождении с 2010 года применяются селективные обработки, которые позволяют направить рабочую жидкость исключительно к низкопроницаемой зоне с помощью буровых труб или оборудования, спускаемого на гибких НКТ и снабженного механическими пакерами.

Коммерческую услугу по селективной обработке представляет компания «Халлибертон» и на дату отчета обработкой охвачены 25 скважин, в том числе 14 обработаны в открытом стволе во время строительства скважин. Об эффективности селективных кислотных обработок можно судить по увеличению среднесуточных дебитов скважин, но при этом, как видно из таблицы 6.3.1, режимы работы многих скважин мгновенно меняются после проведения мероприятия. В основном селективные обработки проведены при опробовании скважины и перед переводом под закачку, что затрудняет проследить поинтервальную эффективность селективных обработок по результатам ГИС по контролю над разработкой.

Кроме селективной обработки скважин на месторождении применялся метод (в скважинах №28-31.03.12г., №137-06.02.12г.) закупорки перфорационных каналов, поглощающих большую часть рабочей жидкости, с помощью шаровых уплотнителей, закачивая их под большим давлением в эти каналы. Кислота и закупоривающие агенты закачивались поочередно. Шаровые уплотнители падают на забой при создании депрессии на пласт.

На месторождении для оценки эффективности применения других методов воздействия на карбонатные пласты проведено в мае 2009г. акустическое воздействие в скважине №54. Результаты исследования ГИС контроля до и после проведения акустического воздействия показывают, что после интенсификации скважины мощность работающих толщин увеличилась на 70%, за счёт вовлечения в работу интервалов продуктивного разреза, ранее не относившихся к эффективным нефтенасыщенным толщинам из-за низких фильтрационно-ёмкостных свойств. Следствием этого, ожидалось увеличение дебита скважины, однако из-за изменения режима эксплуатации (замена 6 мм штуцера на 9 мм) не представляется возможным оценить эффективность акустического вибровоздействия. Увеличение дебита, предположительно, произошло из-за изменения режима работы скважины.

Анализ эффективности применения методов интенсификации добычи в целом показывает, что на сегодняшний день кислотная обработка матрицы на месторождении Алибекмола является доминирующим методом для оптимизации добычи нефти, которым располагает нефтяная индустрия. От проведения кислотных обработок увеличение дебита скважин месторождения в среднем составило 35 т/сут. Результаты исследования ГИС по контролю над разработкой после проведения солянокислотных обработок фиксируют подключение к работе некоторых ранее неработавших пропластков, за счет чего увеличивался общий коэффициент охвата дренирования скважины и увеличение дебита.

В случае неэффективности СКО по расширению профиля притока, можно провести работы по интенсификации притока путем акустического воздействия.

С целью оценки эффективности проведения селективных СКО рекомендуется проведение ГИС по контролю за разработкой до и после интенсификации добычи нефти. Оценить эффективность проведенных мероприятий по интенсификации многих скважин по результатам ГИС по контролю крайне затруднительно из-за смены режима работы скважины после проведения обработки, желательно для сравнения провести исследования на одинаковых режимах эксплуатации.

В условиях реализуемой системы разработки месторождения Алибекмола необходимо продолжение работ по вовлечению в разработку низкопроницаемых пластов, обеспечивающих максимальное извлечение запасов нефти и равномерную выработку запасов пластов. В этой связи немаловажную роль имеет опыт применения различных технологий методов интенсификации добычи на аналогичных соседних месторождениях нефти и газа.

Соседнее нефтяное месторождение Жанажол, расположенное в 20 км от месторождения Алибекмола, является близким аналогом месторождения Алибекмола, так как в обоих месторождениях в разработке находятся аналогичные карбонатные толщи КТ-II. В обоих месторождениях карбонатная толща КТ-II состоит из нескольких продуктивных пластов, а они в свою очередь расчленены на множество пропластков, толщина которых в среднем изменяется от 2 до 5м.

Геолого-физические параметры коллекторских свойств месторождения Жанажол, такие как пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и трещиноватость отличаются незначительно от соответствующих параметров месторождения Алибекмола. Сравнение основных геолого-физических параметров принятых в утвержденных проектных документах по месторождениям Жанажол и Алибекмола приведено в таблице 6.3.2.

На месторождении Жанажол с августа 2005г по июль 2006г в 19 скважинах был проведен гидрокислотный разрыв пласта (ГКРП) по пачке КТ-II, и почти во всех скважинах получен положительный эффект.

Технология проведения ГКРП заключается в том, что путем создания высоких давлений на забоях скважин закачкой в пласт кислотного раствора при больших расходах происходит воздействие на ПЗС для расширения и образования искусственных трещин. Для предотвращения смыкания образующихся трещин их заполняют песком, который вводят с жидкостью-песконосителем. После проведения ГКРП в скважинах месторождения Жанажол наблюдается увеличение среднесуточного дебита нефти в среднем в 2,6 раза.

По результатам проведенного анализа, учитывая схожие геолого-физические характеристики залежи обоих месторождений, можно предполагать, что применение этих технологий на месторождении Алибекмола приведет к положительным результатам. Для первоочередного проведения мероприятий ГКРП рекомендуется выбрать интервалы пластов нижеследующих скважин:

·        В скважинах №№27,129 и 206 рекомендуется прострелять низкопроницаемые пласты горизонта КТ-II-1 и раздельно опробовать эти пласты, в случае получения отрицательного эффекта необходимо провести ГКРП против этих пластов.

·        В скважине №135 по результатам исследования профиля притока не подключены к работе продуктивные интервалы 7,8,10 пластов горизонта КТ-II-2, хотя по соседним скважинам (№№26,136,134), эти пласты обладают значительным потенциалом продуктивности.

·        Из сводовой части южного свода, где работают исключительно 7-10 пласты горизонта КТ-II-2, рекомендуется проведение ГКРП против продуктивных по ГИС 3,4 пластов горизонта КТ-II-1. Для апробирования мероприятия рекомендуются скважины №№115, 113.

3. Обработка результатов исследования и обоснование выбора мероприятий по оптимизации режима заводнения на месторождении Алибекмола для повышения нефтеотдачи пласта

.1 Рекомендации по совершенствованию системы разработки

Первоочередной проблемой разработки карбонатной толщи является резкое увеличение объемов закачки воды с целью прекращения снижения пластового давления в залежах и обеспечения его роста уже в 2013-2014 годах.

Текущая компенсация отбора закачкой составляет 75,0 %, а накопленная всего 23,0%. Если учесть, что значительная доля закачки воды в скважину № 55, вероятно уходила в трещиноватую зону восточного тектонического разлома, то фактическая компенсация отбора закачкой будет еще меньше. Необходимо ввести новые нагнетательные скважины, запроектированные в технологической схеме разработки, а также, при необходимости, перевести под закачку несколько добывающих скважин.

С целью совершенствования системы заводнения карбонатной толщи месторождения Алибекмола рассмотрены 2 варианта разработки: 1 вариант предусматривает сохранение девятиточечной системы заводнения с её усилением за счет перевода под закачку 13 добывающих скважин, а 2 вариант дополнительно к решениям 1 варианта - переход на отдельных участках (ячейки №№211, 204) карбонатной толщи на пятиточечную систему заводнения путем перевода под закачку 19 добывающих скважин.

Помимо решения в ближайшее время задачи увеличения объемов закачки воды с целью нормализации пластового давления в пластах карбонатной толщи необходимо приступить к решению главной задачи совершенствования системы разработки месторождения - осуществлению более равномерной выработки продуктивных пластов.

Как показывают данные расходометрии и термометрии, в настоящее время подавляющая часть закачиваемой через 10 нагнетательных скважин воды поступает в 4 и 9 пласты. Эти два пласта содержат 49,7 млн.т. геологических запасов нефти, или 42,5 % от общих запасов эксплуатационного объекта. По мере ввода новых проектных нагнетательных скважин и увеличения объемов закачки воды, вытеснения из этих пластов выделившегося из нефти газа, по 4 и 9 пласту будет происходить рост пластового давления и разгазирование нефти в пластовых условиях прекратится. Но приток нефти в добывающих скважинах из этих пластов по-прежнему будет превалировать над притоком из других пластов. Более того, по мере роста пластового давления в 4 и 9 пластах общее снижение пластового давления в карбонатной толще прекратится, а вместе с прекращением снижения пластового давления прекратится и проявление упруго-замкнутого режима и режима растворенного газа в остальных продуктивных пластах карбонатной толщи. Нефть из этих пластов будет вытесняться только за счет поступления в них закачиваемой воды, а так как в совместных нагнетательных скважинах поступление ее во все пласты, кроме 4 и 9, невелико, то по-прежнему будет наблюдаться опережающая выработка наиболее продуктивных 4 и 9 пластов, содержащих менее половины запасов нефти эксплуатационного объекта. По мере роста пластовых давлений в 4 и 9 пластах, проведения в интервалах вскрытия малопродуктивных пластов в нагнетательных скважинах различного рода селективных форм воздействия на призабойную зону скважин с целью увеличения приемистости, будет несколько увеличиваться доля закачиваемой воды в менее продуктивные пласты, но это общей проблемы эффективной разработки карбонатной толщи КТ-II не решит. Необходима раздельная закачка воды в каждый из продуктивных пластов и освоение новых нагнетательных скважин.

На современной стадии разработки месторождения Алибекмола следует, в первую очередь, сосредоточить усилия на совершенствовании системы разработки продуктивных пластов, содержащих основные запасы нефти карбонатной толщи. Это пласты: 4, 5, 7, 8, 9 и 10. В них содержится 91,5 % запасов нефти КТ-II. Пласты 1, 2, 3, 6, 11, 12, которые содержат сравнительно небольшие запасы нефти, следует рассматривать как объекты второй очереди. В них содержится всего 8,5 % запасов нефти. Нефтяные залежи в пластах 4 и 9 в настоящее время активно разрабатываются, и по мере ввода проектных нагнетательных скважин на карбонатную толщу КТ-II пластовое давление в этих пластах начнет постепенно возрастать, а добыча нефти увеличиваться. Поэтому на данной стадии разработки месторождения никаких кардинальных изменений в систему разработки 4 и 9 пластов вносить не следует. В этих двух пластах содержится 42,5 % от всех запасов нефти карбонатной толщи КТ-II, а текущая добыча нефти 4 и 9 пластов составляет около 66 % от всей добычи нефти месторождения Алибекмола.

На северном своде месторождения в настоящее время бурится скважина № 323 и планируется бурение еще 3 добывающих скважин №№ 315, 318 и 320. Скважину №64 рекомендуется перевести под нагнетание, поскольку намеченную для этой цели в 2014г скважину №20 восстановить не удалось.

Северный купол карбонатной толщи КТ-II характеризуется очень сложными геолого-физическими характеристиками. По выделенным продуктивным пластам наблюдаются многочисленные зоны замещения коллектора не проницаемыми породами, местоположение тектонических экранов известно с недостаточно высокой точностью, пласты обладают низкой проницаемостью. В этих условиях целесообразно внести некоторые коррективы в размещение скважин на этом участке. С этой целью предполагается уменьшить расстояния между первоочередными скважинами до 500 м.

В настоящее время геолого-физическая характеристика малопродуктивных пластов карбонатной толщи изучена недостаточно. Поэтому в ближайшие годы предлагается по ряду малодебитных добывающих скважин выполнить раздельное опробование отдельных пластов, либо группы малопродуктивных пластов, изолировав системой пакеров наиболее продуктивные 4 и 9 пласты. Раздельное опробование продуктивных пластов карбонатной толщи позволит оценить продуктивность этих пластов в данных скважинах, их дебиты, текущее пластовое давление и другие показатели, которые будут необходимы при составлении «Уточненной технологической схемы разработки месторождения Алибекмола». В качестве первоочередных для проведения этих работ рекомендуются скважины №27,129 и 206.

Кроме создания эффективной системы заводнения по эксплуатационному объекту, КТ-II необходимо увеличить фонд добывающих скважин.

В настоящее время остались не пробуренными 21 добывающая и нагнетательная скважины, предусмотренные утвержденной технологической схемой разработки. Необходимо использовать весь этот фонд скважин для разработки карбонатной толщи. Местоположение проектных скважин необходимо уточнить с учетом новых структурных построений и данных разработки.

В настоящее время основным методом регулирования разработки многопластовых эксплуатационных объектов является метод раздельной закачки воды. Поэтому главной целью совершенствования системы разработки продуктивных пластов карбонатной толщи должно быть создание эффективной системы заводнения каждой нефтяной залежи КТ-II, а также бурение группы скважин, осуществляющих отбор нефти только из одного из пластов карбонатной толщи. Эти скважины могут выполнять функцию наблюдательных, т.е. по этим скважинам должен осуществляться контроль за динамикой пластового давления по тому или иному пласту. Такой контроль очень важен, так как по динамике давления можно судить об эффективности заводнения продуктивных пластов и режиме, при котором работают нефтяные залежи.

Для создания системы раздельной закачки воды по продуктивным пластам карбонатной толщи и создания системы добывающих скважин с перфорацией только на отдельные пласты и с функцией наблюдательных, необходимо бурение значительного количества дополнительных скважин.

Для этого в настоящей работе предлагается использовать 20 резервных скважин, которые утверждены в технологической схеме разработки.

В будущей «Уточненной технологической схеме разработки» должен быть запланирован дополнительный фонд нагнетательных и добывающих скважин, чтобы с их помощью подключить к активной разработке большинство малопродуктивных пластов, которые в настоящее время дренируются слабо. В настоящей работе на картах размещения скважин показана только группа первоочередных нагнетательных и добывающих скважин, которые будут осуществлять раздельную закачку и раздельный отбор по пластам карбонатной толщи. Число, местоположение и сроки бурения скважин для раздельной закачки и раздельного отбора должны быть более точно определены в новой технологической схеме разработки.

В приведено предварительное количество и порядок ввода добывающих и нагнетательных скважин, которые будут работать индивидуально по каждому пласту, начиная с 2010г. Рекомендуемые местоположения этих скважин приводятся в графических приложениях 1-10 на картах размещения скважин.

Помимо увеличения числа нагнетательных и добывающих скважин необходимо осуществить большой комплекс мероприятий по увеличению приемистости нагнетательных скважин и выравниванию профиля их приемистости, увеличению коэффициента охвата карбонатной толщи процессом вытеснения.

Скважины для раздельной закачки и раздельного отбора, пробуренные на малопродуктивные пласты карбонатной толщи, будут иметь относительно низкие дебиты и невысокую приемистость.

Чтобы обеспечить достаточно высокие дебиты добывающих скважин и высокую приемистость нагнетательных скважин для раздельной закачки, они, по возможности, размещались в зонах высоких нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов. Кроме того, по этим скважинам проектировался комплекс мероприятий, который позволит существенно увеличить их продуктивность и приемистость. В предыдущих отчетах по разработке месторождения Алибекмола уже были даны рекомендации по применению методов воздействия на призабойную зону пластов. Это такие известные методы, как соляно-кислотные обработки, в том числе селективные и большеобъемные, и по технологии «Шлюмберже», щелевая перфорация, метод акустического воздействия и ряд других технологий. Особое внимание необходимо уделить технологии кислотного гидроразрыва.

В качестве первоочередной для проведения кислотного гидроразрыва рекомендуется скважина № 54, в случае положительного результата, аналогичную операцию следует провести по нагнетательным скважинам № 201, 204, 207, 209, 210, 211.

Рекомендуется также в нескольких скважинах испытать такой метод ОПЗ, как глубокопроникающая или щелевая перфорация в сочетании с соляно-кислотными обработками. Эти технологии комплексного воздействия на призабойную зону скважин во многих случаях имеют в карбонатных коллекторах хороший эффект как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах.

Если указанные технологии не позволят получить достаточно высоких дебитов добывающих скважин, то по ним целесообразно будет пробурить боковые горизонтальные стволы длиной 250-300 м. Это позволит значительно повысить продуктивность этих скважин. Чтобы отработать технологию бурения боковых горизонтальных и субгоризонтальных стволов в геологических условиях месторождения Алибекмола, рекомендуется в ближайшее время, в опытном порядке, пробурить в добывающей скважине №137 субгоризонтальный ствол в западном направлении в сторону больших нефтенасыщенных толщин. Кроме того, если к моменту бурения скважин для раздельной добычи и закачки будет полностью освоена технология радиального бурения скважин, осуществление этой технологии в сочетании с соляно-кислотными обработками позволит решить проблему обеспечения высоких дебитов и приемистости скважин, которые будут работать на малопродуктивные пласты карбонатной толщи. В некоторых случаях, когда эти скважины в значительной степени выполнят свою функцию наблюдательных, они могут быть дополнительно перфорированы против других пластов, исходя из текущего состояния разработки, что также позволит значительно увеличить дебиты.

3.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов и выбор расчетных вариантов разработки

.2.1 Выделение эксплуатационных объектов в КТ-II

Выделение эксплуатационных объектов является составной частью проектирования рациональной разработки месторождения. При этом необходимо, чтобы выделенный объект удовлетворял следующим требованиям:

. Эксплуатационный объект должен содержать достаточные запасы нефти для рентабельного ее извлечения при самостоятельной сетке скважин.

. Эксплуатационным объектом может являться один мощный или несколько мелких нефтяных пластов отделенных на значительной территории от выше и нижележащих отложений пачкой непроницаемых пород.

. Эксплуатационный объект должен обладать надлежащей эффективной толщиной.

. В один эксплуатационный объект следует соединять пласты, характеризующиеся одним и тем же литологическим составом и примерно одинаковой величиной пористости и проницаемости.

. В один объект следует включать пласты, содержащие нефть с близкими физико-химическими свойствами.

. Нефтяные пласты, объединяемые в один объект, должны характеризоваться близкими значениями пластового давления.

Вторая карбонатная толща (КТ-II) представляет собой сильно расчлененную непроницаемыми пропластками массивно-пластовую залежь с очень большим этажом нефтеносности. В средней части разреза (КТ-II) прослеживается выдержанная по площади пачка плотных толщиной до 50 м, которая послужила основанием для выделения в разрезе двух горизонтов КТ-II-1 и КТ-II-2. Толщина первого горизонта составляет примерно 190 м, второго - до 360 м.

По КТ-II-1 эффективная нефтенасыщенная толщина достигает до 68 м, количество нефтенасыщенных пластов-коллекторов достигает 17.

В КТ-II-2 на северном своде эффективная нефтенасыщенная толщина достигает 45,5 м, на южном - 88 м. Количество нефтенасыщенных пластов-коллекторов на северном своде достигает 16, на южном - 26.

В настоящее время различными организациями Казахстана, России и США выполнены проработки путей освоения месторождения Алибекмола. В них наблюдается различный подход к выделению эксплуатационных объектов в разрезе КТ-II. Некоторые авторы считают, что всю вторую карбонатную толщу следует рассматривать как единый эксплуатационный объект, другие предлагают в качестве отдельных эксплуатационных объектов выделить КТ-II-1, КТ-II-2 север и КТ-II-2 юг. Соответственно необходимо бурить на КТ-II либо одну, либо две сетки скважин.

Неоспоримым преимуществом выделения КТ-II как единого эксплуатационного объекта является минимизация начальных капитальных вложений. Однако, как показывают исследования опыта разработки многопластовых объектов, это преимущество быстро теряется в процессе разработки эксплуатационного объекта. В частности об этом свидетельствует опыт разработки многопластовых объектов Мухановского месторождения [13] и соседнего месторождения Жанажол.

Установлено, что удельные коэффициенты продуктивности (продуктивность на 1 м нефтенасыщенной толщины) по скважинам многопластовых объектов значительно ниже средних значений по скважинам, которые эксплуатировали отдельные пласты. Это показывает, что не все вскрытые в многопластовом объекте пласты работают. Кроме того, пласты работают асинхронно, т.е. скорость выработки заключенных в них запасов различна. В результате отдельные пласты быстро вырабатываются и в дальнейшем по ним поступает в добывающие скважины вода, не совершающая полезной работы по вытеснению нефти из пористой среды. Это приводит к неблагоприятной динамике обводнения добываемой продукции, к снижению технологической и экономической эффективности разработки эксплуатационного объекта.

В связи с достоинствами и недостатками обоих вариантов выделения эксплуатационных объектов необходимо в настоящей работе рассмотреть оба варианта:

· разработка нефтяной залежи КТ-II как единого эксплуатационного объекта;

· разработка КТ-II с выделением двух эксплуатационных объектов: КТ-II-1 и КТ-II-2.

Рассматривая перечисленные выше требования к эксплуатационным объектам можно отметить, что эти объекты полностью удовлетворяют пунктам 1, 2, 3, 5 и 6 и частично пункту 4. В один эксплуатационный объект объединяются пласты с одинаковым литологическим составом, но обладающие различной пористостью и проницаемостью. Избежать этого в условиях месторождения Алибекмола невозможно. Поэтому в технологической схеме разработки необходима рекомендация методов и технологий, которые позволили бы в значительной степени избежать негативных последствий.

3.2 О выборе оптимальной плотности сетки скважин

скважина месторождение нефть вода

Важнейшим этапом проектирования разработки месторождения Алибекмола является установление оптимальной плотности сетки скважин для разбуривания эксплуатационных объектов. Обычно эта задача решается путем рассмотрения большого количества вариантов разработки с различной плотностью сетки скважин, из которых затем на основании экономического анализа выбирается наилучший.

В условиях очень сложного строения продуктивных объектов месторождения, его слабой изученности, высокой прерывистости коллектора такой перебор многочисленных вариантов очень трудоемок и не дает надежных результатов. В условиях месторождения Алибекмола гораздо продуктивнее метод получения на компьютерах функциональных зависимостей главных технологических и экономических показателей в зависимости от плотности сетки скважин и при различных системах воздействия на пласт. Соответствующий метод был разработан в 90-х годах в Гипровостокнефти и учитывает следующие основные положения:

· использование при расчете технологических показателей разработки характеристик вытеснения, определенных при компьютерном моделировании с использованием трехмерной трехфазной модели фильтрации;

· применение современной методики экономической оценки показателей разработки (времени окупаемости, рентабельности, чистого дохода), позволяющей произвести оптимизацию по максимуму накопленного дисконтированного потока наличности (НДПН);

· рассчитываются зависимости НДПН и коэффициентов извлечения нефти (КИН) от плотности сетки скважин для соответствующих систем разработки.

Расчеты производились с применением компьютерного моделирования в автоматизированном режиме, рассматриваются технологические варианты разработки нефтяной залежи с плотностями сеток скважин в диапазоне от 10 до 58 га/скв., для каждой из задаваемых систем разработки определялась оптимальная сетка скважин по максимуму НДПН.

Результаты расчетов оптимальной плотности сетки скважин представлены по объектам КТ-II-1 и КТ-II-2 зависимостями НДПН, чистого дохода и КИН от плотности сетки скважин, рис. 3.9-3.14. Указанные расчеты выполнены при следующих системах заводнения залежей: трехрядная блоковая система, девятиточечная и пятиточечная системы площадного заводнения.

Рассчитанные функции НДПН от плотности сетки скважин имеют максимум, соответствующий оптимальной плотности сетки скважин. При различных системах заводнения оптимальная плотность сетки скважин изменяется от 24 до 34 га/скв., т.е. оптимальное расстояние между скважинами изменяется от 500 до 580 м.

При более плотных сетках скважин могут быть получены лучшие технологические показатели (текущие отборы нефти, коэффициенты извлечения, улучшаются условия выработки нефтяной части), однако экономические показатели при этом ухудшаются.

Из рассмотрения графиков следует, что в области более плотной сетки скважин наблюдается интенсивное снижение НДПН, а в области более редкой сетки скважин, чем оптимальная, наблюдается весьма пологий ход кривой, с небольшим уменьшением НДПН. Следовательно, ошибка при определении оптимальной плотности сетки скважин в сторону принятия более редких сеток скважин, чем оптимальная, менее болезненна, чем ошибка в сторону принятия более плотной сетки скважин.

Учитывая результаты расчетов в качестве базовой плотности сетки скважин нами принимается плотность сетки скважин 36 га/скв., т.е. квадратная сетка с расстояниями между скважинами 600 х 600 м.

3.3 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики

В настоящее время хорошо разведанной, наиболее продуктивной и полностью подготовленной к разработке является только южная часть месторождения, которая содержит подавляющую часть промышленных запасов нефти месторождения. Строение северной части месторождения изучено недостаточно и она нуждается в доразведке, для чего необходимо бурение разведочных и оценочных скважин. Поэтому в настоящем проектом документе решаются вопросы разработки только южной части нефтяной залежи КТ-II.

Газонефтяная залежь КТ-I, содержит лишь незначительные запасы нефти, имеет сложное геолого-физическое строение. На данной стадии изученности месторождения скважине 8 (низ толщи) 1127,6 мг/л. Количество выделяемого осадка за 1-24 часа может составить соответственно по скважинам от 91,9 до 184,3; от 49,1 до 103,1 и от 149,8 до 307,8 мг/л. Таким образом пластовые воды КТ-II нестабильны по карбонату кальция. По сульфату кальция воды КТ-II стабильны, т.к. дефицит насыщения рассматриваемых вод составляет соответственно 2110,0; 2930 и 3327 мг/л.

Артезианская вода альбсеноманского водного комплекса стабильна по составу.

Химическая совместимость артезианской воды альбсеноманских

отложений с пластовыми водами КТ-I и КТ-II.

Смешение артезианской воды альбсеноманского комплекса с пластовыми водами продуктивных пластов КТ-I и КТ-II не приведет к увеличению пересыщения смесей карбонатом кальция по сравнению с пластовыми водами КТ-I и КТ-II. Величина пересыщения смесей уменьшается с возрастанием доли артезианской воды в смеси. Таким образом, артезианская вода совместима с водами всех рассматриваемых продуктивных пластов. Образующиеся смеси будут отличаться по стабильности.

Смеси артезианской воды и воды КТ-I скважины 5 (верх толщи) и скважины 10 (низ толщи) стабильны по составу; смеси воды скважины 4 (средняя часть) стабильны по составу, если содержание в смеси пластовой воды не превышает 25 % по объему. При остальных соотношениях объемов вод в смесях количество выделяемого осадка за 1-24 часа не превысит соответственно 15,4 и 32,5 мг/л. По сульфату кальция смеси стабильны, т.к. дефицит насыщения смесей вод сульфатом кальция превышает этот показатель для самих пластовых вод.

Смеси пластовых вод продуктивных пластов КТ-II при содержании в них более 25 % по объему пластовой воды скважины 16 (верх толщи) или 50 % воды скважины 8 (средняя часть) или 40 % воды скважины 8 (низ толщи) - нестабильны по составу. Количество выделяемого осадка карбоната кальция составит за 1-24 часа минимально от 6,4 до 13,8 мг/л для смесей пластовой воды скважины 16 и артезианской и максимально от 130,3 до 269,1 мг/л для смесей вод скважины 8 (низ) и артезианской. Все смеси будут стабильны по сульфату кальция.

Пластовые воды КТ-I скважины 5 и скважины 10 стабильны по составу. Пластовая вода скважины 4 нестабильна. Абсолютное пересыщение составляет 190,8 мг/л. Количество выделяемого водой за 1-24 часа может составить от 17,0 до 35,9 мг/л осадка карбоната кальция. По сульфату кальция воды КТ-I стабильны.

Пластовые воды продуктивных пластов КТ-II нестабильны по карбонату кальция. Абсолютное пересыщение скважин 16; 8 (верх) и 8 (низ) составляет соответственно 545,7, 485,2 и 1127,6 мг/л. Количество выделяемого за 1-24 часа осадка карбоната кальция составит от 49,1 до 307,8 мг/л. По сульфату кальция воды стабильны.

Артезианская вода альбсеноманского комплекса стабильна по солевому составу. Артезианская вода альбсеноманского комплекса совместима с пластовыми водами продуктивных пластов КТ-I и КТ-II. Вследствие нестабильности пластовых вод КТ-II, ее смеси с альбсеноманской водой при содержании в них более 30-50 % пластовой воды в зависимости от глубины залегания пласта также будут нестабильны, но смеси будут выделять меньше осадка, чем сама пластовая вода.

Техника и технология добычи нефти и газа

В настоящее время весь фонд добывающих скважин работает фонтанным способом. Забойные давления колеблются в пределах 10,7-24,1 МПа. Давление насыщения нефти газом составляет 24,2 МПа. Исходя из приведённых данных видно, что разгазирование нефти происходит в продуктивном объекте. При давлении на буфере 1-5,7 МПа и линейном давлении 0,1-2 МПа из скважин отбирается 30,8-180,9 м3/сут жидкости, газосодержание составляет 242-638 м3/сут. На перспективу намечается перевести ряд скважин на механизированную добычу. Для подъёма жидкости на поверхность предполагается использовать погружные центробежные установки. Из производственного опыта Самарской области известно, что глубины спуска установок ЭЦН могут достигать 2800 - 3000 м. На такой глубине стабильно работают 36 добывающих скважин.

По технической характеристике установок ЭЦН предельное допустимое наличие свободного газа на приёме насоса составляет 25 % по объёму, при применении газовых сепараторов допустимое наличие газа увеличивается до 50%. На месторождении Алибекмола в приведенном диапазоне спуска установок наличие свободного газа выше предельно допустимого для ЭЦН. Однако, учитывая тот факт, что скважины будут работать в полуфонтанном режиме с постоянным охлаждением двигателя ЭЦН, то работа установок будет происходить в нормальном режиме. Вместе с тем не стоит увеличивать отборы жидкости из добывающих скважин больше существующих. Возросший дебит может привести к снижению забойных давлений и прекращению полуфонтанного режима, которое повлечет за собой выход из строя центробежных установок.

В качестве альтернативного способа подъёма жидкости из добывающих скважин на месторождении Алибекмола может быть использован безкомпрессорный газлифт. В качестве источника газа можно задействовать газовые скважины, перфорированные на пласт К-1. Такой способ подъёма был применён на 25 скважинах Самотлорского месторождения в Западной Сибири. Рабочее давление газа составляло 46-110 атм., удельный расход газа 48-280 м3/м3, дебиты по жидкости 25-583 м3/сут.

При распределении фонда добывающих скважин на фонтанные и работающие механизированным способом принималось, что, начиная с 2010 г., основным механизированным способом эксплуатации скважин будет газлифт.

3.4 Требования и рекомендации по качеству воды, используемой для заводнения

.4.1 Общие требования

Заводнение продуктивных пластов месторождения Алибекмола предполагается с использованием двух источников водоснабжения:

·   артезианской воды альбсеноманского комплекса;

·        пластовых сточных вод.

Основными техническими требованиями к рабочему агенту для заводнения являются:

·   сохранение устойчивой приемистости нагнетательных скважин;

·        предотвращение осложнений при эксплуатации нагнетательных скважин из-за инкрустации подземного оборудования неорганическими солями;

·   предупреждение коррозионного износа водоводов системы ППД и оборудования скважин;

·   предупреждение жизнедеятельности сульфатвосставнавливающих бактерий в призабойной зоне нагнетательных скважин.

На основе данных технических требований формулируются требования к качеству подготовки закачиваемых вод.

Подготовка закачиваемых вод базируется на технических решениях, рекомендуемых к рассмотрению и реализации в разделе 6.5 и обеспечивающих сохранение устойчивой приемистости нагнетательных скважин.

Данные технические решения основываются на обоснованных требованиях к качеству закачиваемых вод, в частности к качеству пластовых сточных вод по допустимому содержанию эмульгированной нефти и механическим примесям, обоснование которых приводится в разделе 6.4.1.

Предотвращение солеотложений достигается выбором источника водоснабжения. Это рассмотрено в разделе 3.4.4.3, в котором показано, что техническая вода выбранного источника водоснабжения химически совместима с пластовыми водами, поэтому осложнений в эксплуатации нагнетательных скважин из-за солеотложений не ожидается. .

Подавление жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий, результатом которой является появление биогенного сероводорода в продукции добывающих скважин, не является актуальной задачей при обустройстве месторождения Алибекмола, так как в добываемой нефти содержание сероводорода существенно превышает количество, образующееся при развитии сульфатредукции. Например, на Узеньском месторождении количество биогенного сероводорода в продукции скважин составляло 10-20 мг/л по данным на 1990 г.

3.4.2 Требования к качеству воды по степени очистки

Требования к качеству воды, используемой для заводнения, предъявляются по широкому спектру показателей. В настоящем разделе рассматриваются требования к качественной характеристике пластовых сточных вод по показателям, предусмотренным РДС 39-01-041-81, т.е. по содержанию нефти и механических примесей в закачиваемой воде.

Требования к качеству воды по этим показателям основываются на данных по физико-гидродинамической характеристике продуктивных коллекторов, изложенных в разделе 2.4.

Наиболее важными являются сведения о литологической характеристике продуктивных пластов, пористости, проницаемости, а также развитии трещиноватости.

Продуктивные толщи (КТ-II-1 и КТ-II-2) сложены известняками с прослоями доломита, глин, редко конгломератов. Коллекторами нефти служат известняки и доломиты.

Известняки неравномерно пористые, трещиноватые и стилолитизированные, редко в отдельных прослоях окремнелые и доломитизированные.

Цемент контактного, порового типов, представлен тонко- и мелкокристаллическим кальцитом, редко ангидритом.

Открытые поры осложнены процессом выщелачивания до образования мелких каверн. Поры часто сообщаются посредством тонких межформенных канальцев.

Трещиноватость приурочена к плотным прослоям пород. Открытые трещины неровные, слабо извилистые, огибающие форменные остатки, литогенетические, раскрытостью 5-30 мкм, иногда осложнены полостями выщелачивания, ориентированы параллельно наслоению пород или под углом ~ 30оС. Прослоями горизонтальные трещины расположены кулисообразно на расстоянии 0,5-5 см друг от друга. Стенки трещин неровные. Открытые трещины, расположенные перпендикулярно наслоению, встречаются редко.

Доломиты мелкокристаллические, вторичные, сложены кристаллами ромбоэдрической и неправильной формы, замутненными пелитовым материалом. Пористость неравномерная. Форма пор угловатая, неправильная, с частично закругленными углами. Размер пор 0,02 - 0,35 мм.

Количественная оценка параметров трещиноватости показала, что емкость трещин незначительна, составляет сотые-десятые доли процента. По пласту КТ-II-1 раскрытость трещин 15-20 мкм, по пласту КТ-II-2 раскрытость трещин 5-30 мкм.

Как упоминалось выше, трещиноватость приурочена к уплотненным прослоям пород. Для этих пород характерен порово-трещинный тип коллектора. В эффективных прослоях трещин нет, присутствуют поры вышелачивания и здесь коллектор порового типа. Средняя проницаемость по пласту КТ-1 - 0,0176 мкм2 по пласту КТ-II-1 - 0,008 мкм2 по пласту КТ-II-2 - 0,0105 мкм2 .

В условиях, когда эффективные толщины объектов весьма значительны, как это наблюдается в Алибекмоле, погрешности определения коэффициента проницаемости могут быть очень велики. Данные керна дают, по-видимому, заниженные значения проницаемости. Хотя трещиноватость коллектора относительно невелика, тем не менее

присутствие трещин установлено, и они, хотя и незначительно, увеличат значение проницаемости коллектора. Косвенным показателем влияния трещиноватости на повышение проницаемости пород коллекторов являются результаты определения продуктивной характеристики скважин, которая является относительно высокой. Так, средний удельный коэффициент продуктивности составил: по пласту КТ-1 - 0,339, по пласту КТ-II-1 - 0, 548, по пласту КТ-II-2 - 0, 261 мЗ/сут ×. МПа × м. Таким образом, по результатам изучения коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения Алибекмола, последние отнесены к порово-трещинному типу пород - коллекторов.

В соответствии с РДС 39-01-041-81 для этого типа коллекторов устанавливаются следующие нормативные показатели по содержанию:

·   нефти до 15 мг/л;

·        механических примесей до 15 мг/л.

Дисперсность частиц в закачиваемой воде не должна превышать 10 мкм.

В пластовой сточной воде, поступающей в систему ППД, не должно содержаться свободного углеводородного газа, а содержание кислорода в соответствии с ОСТ 39-225-88 не должно превышать 0,5 мг/л.

3.4.3 Требования к технологии подготовки воды

В соответствии с требованиями к рабочему агенту для заводнения технология и используемое для ее осуществления оборудование должны обеспечивать получение дегазированной и стабильной по химическому составу пластовой сточной воды, содержащей не более 15 мг/л нефти и 15 мг/л механических примесей. Кроме того, вода после ее очистки и подготовки должна содержать не более 0,5 мг/л кислорода и иметь низкую коррозионную агрессивность (менее 0,1 мм/год). Имеется также еще одно дополнительное требование к технологии и оборудованию, связанное с особенностями разработки месторождения Алибекмола. В соответствии с перспекивным планом добычи нефти количество попутнодобываемой воды будет нарастать постепенно и только в 2031 году достигнет максимума - 3351,1 тысяч тонн в год. Поэтому при вводе в эксплуатацию мощностей по подготовке рабочего агента следует предусмотреть этапность в строительстве, по которой подготовка воды до ввода в эксплуатацию комплекса по подготовке нефти производится по временной технологической схеме.

Ниже приводится описание трех вариантов технологических схем, которые удовлетворяют перечисленным выше требованиям.

3.4.4 Рекомендации по технологии подготовки воды

Первый вариант схемы является временным, а два других скомпонованы на основе оборудования фирмы Sеrck Bеаkеr и фирмы Реtrеcо.

вариант (рис. 3.12). Пластовая вода и промливневой сток (после его предварительной подготовки) поступают на первую ступень очистки - в напорный отстойник О, в котором производится удаление грубодисперсной составляющей загрязнений. После отстойника вода проходит дегазатор Д и направляется на вторую ступень очистки - в резервуар Р. Очищенная и дегазированная вода обрабатывается ингибитором коррозии и насосом Н-1 подается в систему заводнения.вариант (рис.3.13). Пластовая сточная вода с УПН и промливневой сток, обработанный кислородопоглотителем и бактерицидом, поступают в блок гидроциклонов Г-1, предназначенный для очистки воды от механических примесей. После гидроциклонов Г-1 вода поступает в блок гидроциклонов Г-2, в которых производится очистка воды от нефти. Очищенная вода проходит буфер-дегазатор БД, после чего насосом Н-1 подается в систему заводнения. На прием насоса Н-1 подается ингибитор коррозии.

Уловленные в блоке гидроциклонов Г-1 механические примеси (нефтешлам) поступают в шламонакопитель ШН, откуда периодически вывозятся специализированным автотранспортом для захоронения.

Нефть, уловленная в блоке гидроциклонов Г-2 вместе с газом, выделившимся из воды сбрасывается в дренажную емкость (на схеме не показана). Газ из буфера-дегазатора сбрасывается на факел.вариант (рис.3.14). Пластовая сточная вода с УПН вместе с промливневым стоком, обработанным кислородопоглотителем и бактерицидом, поступает на первую ступень очистки - в напорный пластинчатый отстойник 0. Пройдя отстойник, вода направляется на вторую ступень очистки - во флотатор Ф, в котором реализуется принцип турбулентной флотации углеводородным газом.

Временная схема водоподготовки

(до введения в эксплуатацию комплекса по подготовке нефти и воды)

вариант

                                                                                                                                       г

                                                                                        н                                     Д                                                    и   

                          Вода с УПН                                    О                                                                                P                                       В нагнeтатeльныe     

                                                                                                                                                                                                                скважины

                                                                                                                                                                                             Н-1                

                                                                             Подготовлeнныe пpомливнeвыe                                                

                                                                                         воды

О - напорный отстойник; Д - дегазатор; Р - резервуар; Н-1 - насос;

н - нефть; г - газ; и - ингибитор коррозии

Рис. 3.12

Принципиальная схема полной подготовки на основе оборудования фирмы Sеrck Bаkеr

вариант

                                                                                                                           н + г

                                                                                                                                                                     г                и

                                                           Вода с УПН

                                                                                                       Г-1                Г-2                             БД                                               В пласт

                                                                   к                                                                                                                         Н-1

                                                                   Б

                                                                                                      ШН

                                                           Пpомливнeвый                                 

                                                                    сток                                                      Шлам на вывоз

Г-1, Г-2 - гидроциклоны, БД - буфер-дегазатор, Н-1 - насос, ШН - шламонакопитель,

г - газ, н - нефть, к - кислородопоглотитель, Б - бактерицид, и - ингибитор коррозии

Рис. 3.13

Принципиальная схема полной подготовки сточной воды на основе оборудования фирмы Реtrеcо.

III ваpиант

                                                                                    н                                                                                                  

                                                                                                              г            пeна         г                   г         и

                                                                                                                                  н

                                 Вода                                          О                           Ф                                     БД                                        В пласт     

                               с УПН

                                                   к                                                                                                                               Н-1

                                                   Б                                                                                               БОП             н              

                                                                               ШН

                                        Пpомливнeвый                                                                                                        

                                                 сток                                                                                                                  ш

                                                                                                                                                     На вывоз

О - пластинчатый отстойник; Ф - флотатор, БД - буфер-дегазатор; Н-1 - насос; БОП - блок обработки пены;

ШН - шламонакопитель;

г - газ; н - нефть; ш - шлам; и - ингибитор коррозии; к - кислородопоглотитель; Б - бактерицид

Рис. 3.14

Очищенная вода, пройдя буфер-дегазатор БД, насосом Н-1 подается в систему заводнения. На прием насоса Н-1 подается ингибитор коррозии..

Нефть, уловленная в отстойнике 0, возвращается на УПН, а механические примеси, осевшие на дно отстойника (нефтешлам) - в шламонакопитель.

Пена, уловленная во флотаторе Ф, выводится на блок обработки пены БОП, где разделяется на нефть, газ и нефтешлам. Газ из флотатора, блока обработки пены и буфера-дегазатора сбрасывается на факел, нефть из блока обработки пены возвращается на УПН, а шлам из шламонакопителя ШН и блока обработки пены - БОП периодически вывозится для захоронения.

Сооружения по варианту 1 должны рассматриваться в качестве временных, т.к. качество очищенной воды не будет удовлетворять установленным требованиям.

Вариант 2 отличается тем, что за счет применяемого гидроциклонного оборудования реализуется энергия потока воды для ее очистки от нефти и механических примесей. Однако требования по очистке воды до частиц диаметром более 10 мкм должны быть подтверждены производителями гидроциклонного оборудования.

В связи с этим, более надежным представляется вариант 3 с использованием пластинчатых отстойников и флотаторов, в которых в качестве рабочего агента используется углеводородный газ.

На установке очистки пластовой сточной воды по варианту 3 могут быть гарантированно достигнуты требования по качеству воды, используемой в заводнении.

Однако при проектной проработке этого варианта необходимо обратить внимание на технические решения по обработке и утилизации пеношлама.

3.5 Требования к технологии и технике приготовления и закачки рабочих агентов в пласт при применении методов повышения нефтеизвлечения

Технология применения того или иного метода воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи пластов осуществляется в соответствии с технологическими регламентами на эти методы воздействия. При осуществлении этих методов воздействия на пласт рекомендуется использовать передвижные установки для приготовления и закачки в пласт различных гелеобразующих композиций УДР-32М, УППР-РИР, УПГР-ГОС и другие. Эти установки, разработанные и выпускаемые фирмой ОТО (г.Самара), предназначены для приготовления гелеобразующих полимерных растворов для воздействия на пласт и призабойную зону скважин. Оборудование установок смонтировано в автофургоне КГА с шасси повышенной проходимости. Установки являются мобильными комплексами, в которых находится оборудование, объединенное технологическими связями. Управление работой оборудования установок осуществляется оператором с пульта управления, размещенного в автофургоне. Одна из этих установок в настоящее время используется на месторождениях АО «Кумколь-Лукойл» в Казахстане.

Выводы и рекомендации

Выводы

. Современное состояние разработки карбонатной толщи КТ-II является неудовлетворительным. Причиной этого является изменение представлений о геолого-физическом строении карбонатной толщи, в связи с чем гидродинамическая трехмерная модель КТ-II, использованная при проектировании разработки месторождения, оказалась не соответствующей фактическому строению карбонатной толщи.

. Гидродинамическая замкнутость нефтяных залежей в продуктивных пластах карбонатной толщи и отставание в заводнении месторождения привели к сильному снижению пластового давления в основных пластах карбонатной толщи.

. Анализ состояния фонда добывающих и нагнетательных скважин свидетельствует об удовлетворительном техническом состоянии скважин, по данным исследования ГИС по контролю за разработкой в скважинах не отмечено нарушений обсадной колонны, заколонных перетоков жидкости.

. Новая структурная модель совместно с данными по скважинам позволила детализировать продуктивный разрез и выделить в нем 12 продуктивных горизонтов со своими площадями нефтеносности. Недоизученным остается район северного свода, где имеющиеся сейсмические материалы малоинформативны, фонд пробуренных скважин мал.

. Для оптимизации объекта разработки принять 9 точечную систему расположения скважин с плотностью сетки 600×600м и организацию площадного заводнения с применением гелеполимерного состава ;

. С целью вовлечения в разработку ранее не участвовавших участков, а именно слабодренируемых пропластков применить метод гелеполимерного воздействия (ГПВ) на продуктивные пласты который основан на изоляции высокопроницаемых участков пласта и является представителем методов повышения нефтеотдачи пласта.

. В качестве процедуры нагнетания рассматривается циклическая закачка гелеполимерного раствора с чередованием закачки воды. вследствие чего фильтрационно-емкостные свойства этой зоны выравниваются, что обеспечит эффективность метода и уменьшение материальных затрат на реагенты.

Рекомендации

-       В новых пробуренных скважинах рекомендуется провести раздельное опробование пластов с проведением полного комплекса гидродинамических исследований скважин, определением продуктивности, гидропроводности, скин-фактора, отбором и анализом глубинных проб пластового флюида и по полученным результатам принять решение о том, какой пласт рационально разрабатывать.

-       В Уточненной технологической схеме разработки месторождения необходимо будет предусмотреть более масштабные мероприятия по переходу на раздельную разработку и раздельное ППД продуктивных пластов.

-       В условиях реализуемой системы разработки месторождения Алибекмола необходимо продолжение работ по вовлечению в разработку низкопроницаемых пластов, обеспечивающих максимальное извлечение запасов нефти и равномерную выработку запасов пластов. От проводимых кислотных обработок на месторождении увеличение дебита скважин в среднем составило 35 т/сут.

-       С учетом накопленного положительного опыта по применению ГКРП и других методов интенсификации добычи на соседнем месторождении Жанажол рекомендуется использовать опыт применения данных технологий.

-       Рекомендуется запланировать дополнительный объем исследовательских работ по доизучению северного свода.

-       Продолжить работы по изучению ФЕС пород (петрофизические параметры, изменение фазового состояния флюидов, коэффициентов вытеснения и т.д.).

-       Изучить законтурную зону для выяснения ее активности.

-       Новое представление о геологическом строении месторождения обуславливает необходимость проведения комплексного анализа всех научно-исследовательских работ, перестроения геостатической и седиментационной модели месторождения, пересмотра и обоснования количества подсчетных объектов, объектов разработки и выполнения пересчета запасов с обоснованием КИН.

Список литературы

1.      Технологическая схема разработки нефтегазоконденсатного месторождения Алибекмола. Отчет ОАО «Гипровостокнефть», г. Самара, 2002 г.

.        Авторский надзор за реализацией проекта пробной эксплуатации месторождения Алибекмола. Отчет ЗАО «НИПИнефтегаз», г. Атырау, 2004 г.

.        Авторский надзор за реализацией Технологической схемы разработки месторождения Алибекмола по состоянию на 01.04.2005 г. Отчет АО «НИПИ «Каспиймунайгаз», г. Атырау, 2005 г.

.        ОПР опытного участка с пробной закачкой газа в пласт на месторождении Алибекмола. Отчет ОАО «Гипровостокнефть», г. Самара, 2005 г.

.        Отчет результатов исследования глубинных проб нефти месторождения Алибекмола, скважины 26 и 28, КазНИГРИ, 2002 г.

.        Отчет «Физико-химические исследования глубинных и поверхностных проб нефти и газоконденсатов четырех скважин месторождения Алибекмола», ОАО «Гипровостокнефть», 2002 г.

.        Проведение промысловых замеров, отбор глубинных и поверхностных проб, определение комплекса физико-химических свойств нефтей и газов на месторождении Алибекмола, ОАО «Гипровостокнефть», 2009 г.

.        Методическое указание по проведению геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 39-0147035-202-87

.        Отчет «Подсчет запасов нефти, газа и попутных компонентов месторождения Алибекмола (КТ-I, КТ-II) Актюбинской области Республики Казахстан по состоянию на 01.08.1994 г.», ОАО «АктюбНИГРИ», Актобе, 1994 г. Авторы: А.А. Абаханов, З.Е Булекбаев, Л.Г. Шурыгина и др.

.        «Промежуточный отчет о результатах проведенных ЗД сейсморазведочных работ на месторождении Алибекмола по контракту № 55/01-863 для ТОО «Казахойл Актобе». Авторы: А.И. Калихова, Б.Б. Жаскленов и др.

.        Ибатуллин Р.Р. и др. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождения. - М.: Недра, 2004;

.        Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2000;

.        Булгаков Р.Т., Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М. и др. Повышение нефтеотдачи пластов - Казань: Таткнигоиздат, 1978;

.        Муслимов Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. - Казань: Издательство Казанского университета, 1999;

.        Бабалян Г.А. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. - М.:Недра, 1983;

.        Бородин Г.В., Горбунов А.Т., Швецов И.А. Основы полимерно-щелочного воздействия для увеличения нефтеизвлечения. - Нефтяное хозяйство, 1990;

.        Булгаков Р.Т., Муслимов Р.Х., Хамадеев Ф.М. и др. Повышение нефтеотдачи пластов. - Казань. Таткнигоиздат,1978;

.        Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Плотников И.Г., Шувалов А.B. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида. - Нефтяное хозяйство. №2, 1996;

.        Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. - М.:Недра,1989;

.        Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В.В. и др. Применение полимеров в добыче нефти. - М.:Недра,1978;

.        Жданов С.А., Кулапин А.Я., Сафронов В.И. и др. Подбор технологий реализации методов увеличения нефтеизвлечения. - Нефтяное хозяйство, 1990;

.        Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра. -1983;

.        Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1991;

.        Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.:Недра, 1985;

.        Сургучев МЛ., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. - М.:Недра.-1991;

.        Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1998;

.        Коршак А.А., Шаммазов А.И. Основы нефтегазового дела. - Уфа, 2002;

.        Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.М. и др. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1986;

.        Гиматудинов Ш.К., Ширховский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982;

.        Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. - М.: Недра, 1984;

.        «Отчет о результатах сейсморазведочных работ 3Д на месторождении Алибекмола». ОАО «Казахстанкаспийшельф», Алматы, 2002 г.

.        Отчет «Статическая модель месторождения Алибекмола», ТОО «Казахойл Актобе», 2011 г.

.        «Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан», утвержденные Постановлением №745 правительства РК от 18.06.1996 г.