Выбор и обоснование технологии поддержания пластового давления при эксплуатации скважин на месторождении Восточный Молдабек

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

Месторождение Восточный Молдабек выявлено сейсмоработами «Эмбанефтегеофизика» в 1986 г. Бурение глубоких поисково-разведочных скважин на поднятии Молдабек начато в 1988 г. Первооткрывательницей залежей нефти и газа в отложениях юры и мела на данном месторождении является скважина 27.

Нефть месторождения Восточный Молдабек высоковязкая, с высоким содержанием песка почти во всех продуктивных пластах, основной способ подъема таких нефтей на поверхность — с помощью скважинных электровинтовых насосов. Но также небольшая часть скважин эксплуатируется ШСНУ. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической неэффективностью других способов. Особенностью разработки месторождения является использование системы ППД с закачкой воды, практически с начала эксплуатации месторождения.

Необходимость площадного заводнения обосновывается прежде всего невысокой гидропроводностью продуктивных пластов и необходимостью ввода в пласт специальных реагентов для увеличения нефтеотдачи пластов.

При любой системе площадного заводнения интенсивность и охват пласта процессом заводнения в каждом из элементов определяется работой единственной нагнетательной скважины и здесь велика роль случайности.

В условиях продуктивных пластов, содержащих газовые шапки различных размеров, площадная система заводнения будет также обеспечивать поддержание давления на всей территории залежи на уровне начального пластового давления, что предотвратит расширение газовых шапок, а, следовательно, перемещение ГНК.

Исходя из важности системы ППД на данном месторождении и поддержании проектных показателей разработки месторождения, большое внимание уделяется определению оптимальных технологических показателей работы нагнетательных скважин.

1. Геологическая часть

1. 1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Молдабек Восточный расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины в междуречье Сагиз-Эмба.

В административном отношении месторождение находится в Кызылкогинском районе Атырауской области (рисунок 1. 1).

Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Жамансор и Мукур, расположенные к северо-западу на расстоянии соответственно 17 и 50 км. Расстояние до областного центра г. Атырау составляет 240 м.

Старые нефтепромыслы Южной Эмбы — Макат, Сагиз, Доссор расположены юго-западнее на расстоянии соответственно 60, 70 и 85 км. В 30 км северо-западнее находится 3-я нефтеперекачивающая станция с выходом нефтепровода на нефтеперерабатывающий завод г. Атырау.

В орографическом отношении район представляет собой полупустынную равнину с широко распространенной сетью соров, с абсолютными отметками рельефа, колеблющимися в пределах от +50 до +100м.

Гидрографическая сеть развита слабо, представлена небольшой рекой Кайнар, пересыхающей в летнее время. К северу от района работ протекает река Сагиз, вода которой не пригодна для питья. Пресноводных колодцев в районе мало, дебиты воды в них незначительные.

Климат района резко континентальный с большими колебаниями суточных и сезонных температур. Зима холодная, малоснежная, температура достигает в январе-феврале до -35 -40 оС мороза, лето жаркое и сухое с максимальной температурой до +30 +40 оС. В летнее время преобладают ветры северо-западного направления, а зимой северо-восточного от 5 до 15 м/сек.

Среднегодовое количество атмосферных осадков колеблется от 170 до 200 мм в год.

Животный мир и растительность представлены видами, типичными для полупустынь. Растительный покров представлен, в основном, полынью, верблюжьей колючкой. Животный мир не богат, из крупных животных встречаются сайгаки, волки, лисицы, корсаки. Очень много грызунов. Из птиц встречаются степные орлы, дрофы, куропатки.

Перевозка буровых бригад, технического персонала и грузов осуществляется по асфальтированным и грунтовым дорогам.

В районе работ помимо наличия углеводородного сырья имеются строительные материалы.

Газонефтяное месторождение Восточный Молдабек относится к группе разрабатываемых, находится в ведении АО РД «Казмунайгаз».

Рисунок 1.1 Обзорная карта

1.2 Стратиграфия

На месторождении пробуренными скважинами вскрыты солевой и надсолевой комплексы пород. Солевой комплекс представлен сульфатно-галогенными осадками раннепермского возраста и представлен в виде соляного купола. На размытую поверхность мезозойских отложений, представленных породами триаса, юры и мела, с несогласием ложатся неогеновые и четвертичные отложения кайнозойской группы. Расчленение разреза основано на корреляции каротажа по скважинам с обоснованием возраста по литологическим и палеонтологическим исследованиям.

Пермская система — Р

Нижний отдел — Р1

Кунгурский ярус — Р1k

Отложения кунгурского яруса сложены двумя толщами: нижней — галогенной и верхней — сульфатной (кепрок).

Галогенная толща сложена каменной солью белой, грязно-белой, крупнокристаллической с редкими маломощными терригенными прослойками и пластами ангидрита.

Верхняя пачка (кепрок) представлена ангидритами с пропластками глин. Толщина пачки 5−10м. Кровля отложений кунгурского яруса является сейсмическим репером ОГ-VI. Максимально вскрытая толщина галогенной толщи 1606 м (скв. 28).

Триасовая система — Т

В разрезе пробуренных скважин отложений нижнего отдела (Т1) не встречено.

Средний отдел — Т2

Отложения среднего триаса имеют небольшую толщину.

Литологически отложения среднего триаса представлены переслаиванием коричневых, зеленовато-серых и темно-серых глин, алевролитов, песчаников и песков толщиной 1−17м.

Песчаники зеленовато-серые, светло-коричневые, мелкозернистые, слюдистые, крепкие. Алевролиты серые, зеленовато-серые, некарбонатные, глинистые. Пески серые, темно-серые, мелкозернистые, глинистые. Отложения датированы по обнаруженным остракодам. Максимальная глубина залегания кровли на Восточном Молдабеке отмечена на отметке -911,8 м (скв. 4), минимальная -701,7 м (скв. 16).

Толщина среднетриасовых отложений варьирует в пределах 15−47м.

Верхний отдел — Т3

Отложения верхнего триаса представлены песчано-галечной свитой, сложенной слабо сцементированными песчаниками, песками, алевролитами с прослоями глин. По всему разрезу отмечается наличие линз и прослоев галечника.

Песчаники серые, светло-серые, некарбонатные. Алевролиты серые, светло-серые, средней крепости, некарбонатные, глинистые. Глины серые, темно-серые с буроватым оттенком, алевритистые, неизвестковистые, неслоистые.

Максимальная отметка залегания кровли отмечена на отметке -778,8 м (скв. 4), минимальная -564,7 м (скв. 16).

К кровле верхнетриасовых отложений приурочен отражающий горизонт V.

Толщина отложений колеблется от 111 до 152 м.

Юрская система — J

Нижний отдел-J1

Нижнеюрские отложения с размывом залегают на триасовых и сложены преимущественно слабосцементированными песчаниками, песками, реже алевролитами с тонкими слоями глин, крепких песчаников и алевролитов.

Песок серый, рыхлый, мелкозернистый. Песчаники серые, мелкозернистые, полимиктовые, слюдистые на глинисто-известковистом цементе, с многочисленными включениями обуглившихся растительных остатков. Алевролиты серые, светло-серые, средней крепости, тонкослоистые. Глины серые, плотные, сильно песчанистые, некарбонатные. Максимальная глубина залегания -726,3 м (скв. 42), минимальная -544,4 м (скв. 1).

Толщина отложений колеблется в пределах от 17 м до 39 м.

Средний отдел — J2

Отложения среднего отдела представлены довольно однообразным составом сероцветных лагунно-континентальных песчано-глинистых отложений ааленского и бат-байосского ярусов. Отложения ааленского яруса залегают трансгрессивно на отложениях нижней юры. Бат-байосские отложения с эрозионным несогласием перекрывают породы ааленского яруса. Литологически среднеюрские отложения представлены глинами, песчаниками и песками. В отложениях бат-байосса встречаются прослои бурого угля.

Глины серые, местами с буроватым оттенком, плотные, алевритистые, не известковистые, слюдистые.

Песчаники серые, вверх по разрезу встречаются светло-серые, мелкозернистые, крепкие, ааленские песчаники на карбонатном цементе, бат-байосские — на глинисто-карбонатном.

Пески серые, мелкозернистые, полимиктовые, слюдистые, уплотненные, в бат-байосском разрезе встречаются прослои глинистых песков.

По всему разрезу отмечаются многочисленные включения обуглившихся растительных остатков. К отложениям средней юры приурочены продуктивные горизонты Ю-I-VII.

Максимальная глубина залегания отмечена на отметке -349,3 м (скв. 42) минимальная 230,5 м (скв. 609).

Толщина среднеюрских отложений колеблется в пределах 285−400м.

Отложения верхнего отдела на месторождении Молдабек Восточный полностью размыты.

Меловая система — К

Отложения меловой системы несогласно залегают на юрских отложениях. По литологическим признакам расчленяются на два комплекса: нижний — терригенный, слагающий нижнемеловой отдел и сеноманский ярус верхнего отдела, верхний — карбонатный, отвечающий сенонскому надъярусу верхнего мела. В нижнем отделе выделяются продуктивные горизонты М-I, М-II и М-III (рисунок 1. 2). К подошве нижнемеловых отложений приурочен ОГ-III.

Нижний отдел — К1

Готеривский ярус — K1g

Готеривские отложения трансгрессивно залегают на размытой поверхности юрских образований и литологически представлены серовато-зелеными, алевритистыми, известковистыми глинами, серовато-зелеными, известковистыми, мелко- и среднезернистыми песками и песчаниками и редко мергелями.

Максимальная глубина залегания отложений готерива на отметке -292,8 м (скв. 4), минимальная -159,7 м (скв. 16).

Толщина готеривских отложений варьирует в пределах 67−94м.

Максимальная глубина залегания барремских отложений отмечена на отметке -163,3 м (скв. 42), минимальная -85,9 м (скв. 27).

Толщина отложений изменяется по скважинам от 47 м до 95 м

Рисунок 1.2 Структурная карта по месторождению Восточный Молдабек

1 — поисково-разведочные скважины; 2- изогипсы поверхности соли; 3 — крутой склон соли; 4 — контур залежи первого мелового (М-1) горизонта; 5 — контур нефтеносности третьего триасового (Т-III) горизонта

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении месторождение Восточный Молдабек расположено в осадочной толще чехла между Биикжальским поднятием и Коскульским выступом фундамента и связано со структурами Котыртас Северный, который входит в состав мезо-кайнозойского комплекса Эмбинско-Сагизского прогиба Прикаспийской впадины.

В осадочном чехле по литологическим характеристикам и структурно-тектоническим условиям залегания выделяются два структурных этажа: соленосный и надсолевой. Характер залегания выделенных толщ представлен на сейсмических временных разрезах 3Д, а также структурных картах по отражающим горизонтам и геолого-сейсмических профилях

Соленосный структурный этаж слагают галогенные осадки, образующие соляные купола прорванного, скрыто прорванного типов и межкупольные поднятия с мозаичным расположением.

Структурные формы надсолевого комплекса осадков представлены мульдами и поднятиями, соответствующими межкупольным прогибам и соляным куполам.

По данным сейсмики 3Д на ОГ-VI свод соляного купола округлой формы вырисовывается замкнутой изогипсой -690м. Соляной «карниз» распространен на обширной территории, максимальная глубина погружения кровли соли отмечается в южной части на отметке -1590м. В восточной части кровли карниза отмечается структурный залив с абсолютными отметками -1250−1300м. По подошве карниза (ОГ-VI?) вырисовывается брахиантиклинальное поднятие северо-западного простирания с размерами 2,7×3,2 км по замкнутой изогипсе — 2100 м и амплитудой 350 м.

К своду соляного купола приурочен участок Молдабек Восточный месторождения Кенбай, участок Котыртас Северный связан с погребенной антиклинальной структурой, выраженной по триасовым отложениям, и приуроченной к поверхности соляного «карниза»

По отражающим горизонтам III и V в результате интерпретации сейсмических данных 3Д в некоторой степени изменились структурные планы и положение структурообразующих разломов.

Взбросы F3 и F4, протрассированные по сейсмическим данным в центральной части структуры, имеют более существенные амплитуды по юрскому комплексу пород.

Сброс F1 с амплитудой 5−10м в пределах месторождения Молдабек Восточный имеет падение в сторону центральных блоков I, III и IV, которые являются опущенными по отношению к блоку II. В южном направлении (к соляной мульде) амплитуда сброса (F1) увеличивается от 40 м до 225 м. Взброс F2 имеет падение в сторону центральных блоков, восточное крыло является опущенным в отношении блоков, ограниченных тектоническими нарушениями F1 и F2. Амплитуда взброса 2−30м. Амплитуда субширотных взбросов изменяется на разных участках от 5 до 40 м.

За основу при создании геологической модели месторождения участка Восточный Молдабек принята сейсмическая карта по III отражающему горизонту.

Положение тектонических нарушений уточнено по структурным картам по поверхности продуктивных горизонтов, выполненных по результатам интерпретации сейсмических материалов 3Д.

По горизонту М-I по результатам пробуренных эксплуатационных скважин и гидродинамическим характеристикам залежей нефти и газа фиксируется только разлом F1, по горизонтам М-II, М- III и Ю-I — разломы F1, F4, по горизонтам Ю-II, Ю-III, Ю-IV — разломы F1, F3, F4, по горизонтам Ю-V, Ю-VI, Ю-VII — разломы F1, F2, F3, F4.

При этом надо отметить, что по мере бурения скважин геологическое строение месторождения будет детализироваться, так как оно очень сложное и некоторые вопросы остались пока не до конца решенными, а именно периферийные участки структур не охвачены бурением, местоположение сбросов требует дальнейшего изучения.

1.4 Нефтегазоносность

Месторождение Восточный Молдабек по сложности своего строения относится к объектам второй группы, для которых характерно наличие дизъюнктивных нарушений, высокая неоднородность коллекторов по площади и по разрезу.

Месторождение многопластовое. Геологоразведочными работами установлены промышленные запасы нефти и газа в нижнемеловых и среднеюрских отложениях.

В результате детальной пластовой корреляции с привлечением результатов опробования и разработки месторождения в разрезе меловых отложений установлено 3 продуктивных горизонта (М-I, M-II, M-III), юрских отложений — 7 продуктивных горизонтов (Ю-I, Ю-ІІ, Ю-III, Ю-IV, Ю-V, Ю-VI, Ю-VII). Коллекторы продуктивных горизонтов представлены песчано-алевролитовыми породами различной степени сцементированности.

1.4.1 Характеристика продуктивных горизонтов участка

В структурном отношении Восточный Молдабек представлен унаследованной брахиантиклинальной складкой, осложненной по меловым и юрским отложениям разрывными нарушениями.

Меловые горизонты приурочены к неокомским терригенным отложениям нижнего мела, юрские — к терригенным отложениям средней юры.

С меловыми горизонтами М-I, M-II и юрскими Ю-I, Ю-II связаны нефтегазовые залежи, с остальными горизонтами — нефтяные залежи. Нефтяные залежи всех горизонтов находятся в разработке. Разработка ведется механизированным способом.

Меловой продуктивный комплекс

Меловые горизонты характеризуются высокой степенью расчлененности продуктивных толщ и неоднородностью коллекторов, в связи, с чем по горизонтам наблюдается широкий диапазон колебаний отметок ВНК, переходная зона нефть-вода варьирует в пределах 1−5м (Приложение А).

Горизонт М-I в стратиграфическом отношении залегает в кровле барремского яруса нижнего мела и прослеживается по всей площади. К горизонту приурочена газонефтяная залежь.

Горизонт выражен в виде трех песчаных пластов (А, Б, В), разделенных глинистыми разделами от 0,4 до 27,5 м

Наиболее выдержанной по площади и разрезу является пласт Б, верхний пласт, А характеризуется высокой степенью расчлененности коллекторов, нижний пласт В на большей части площади замещен глинистыми и плотными породами.

Горизонт M-II

К горизонту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, получившая развитие в блоках I, II, III, IV и V.

Горизонт характеризуется хорошей выдержанностью по площади. Толщина горизонта меняется в пределах 12,8 м (скв. 1100) — 31,2 м (скв. 1006).

Нефтегазоносность горизонта установлена опробованием 6 поисково-разведочных скважин и подтверждена эксплуатацией 78скважин.

При опробовании горизонта во всех скважинах получены нефонтанные притоки нефти, исследование проводилось методом прослеживания уровня. Полученные дебиты варьируют в пределах от 0,9 м3/сут (скв. 1004) до 13,2 м3/сут при Нср. дин. 210 м (скв. 5).

Площадь нефтеносности равна 5303 тыс. м2.

Горизонт M-III

К горизонту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, тектонически экранированная, получившая развитие в блоках I, II, III, IV, V.

Нефтеносность пласта доказана опробованием 7 поисково-разведочных скважин и эксплуатацией 32 скважин.

Горизонт введен в разработку в 2003 году. Среднесуточные дебиты по скважинам меняются от 0,32 т/сут (скв. 2034) до 4,46 т/сут (скв. 2049).

Юрский продуктивный комплекс

В нерасчлененной терригенной толще бат-байосского возраста выделяются 7 продуктивных горизонтов (Ю-I-VII).

По сейсмическим данным в пределах развития нефтегазовых залежей структура осложнена двумя субмеридиональными и двумя субширотными тектоническими нарушениями, делящими ее на 5 блоков. В результате анализа геологического материала по пробуренным поисково-разведочным и эксплуатационным скважинам наличие тектонического нарушения (F2) подтверждается только по горизонту Ю-VII.

Горизонт Ю-I

Горизонт выдержан по площади, литологические замещения в пределах контура нефтеносности выявлены в 6 скважинах: 3, 7, 221, 439, 634, 1286, 2061. Толщина горизонта изменяется в пределах от 14 м (скв. 2016) до 42,1 м (скв. 10). К горизонту приурочена нефтегазовая залежь пластово-сводового типа, тектонически экранированная. Газовая шапка получила развитие только в пределах I блока и представлена в виде отдельных локальных участков.

Газонефтяной контакт принят условно на отметке -247,6 м по подошве опробованного пласта в скважине 16, где получен фонтан чистого газа дебитом 12,8 м3/сут через 9 мм штуцер при депрессии на пласт, равной 0,95 МПа.

Площадь газоносности равна 380 тыс. м2, нефтеносности — 5676 тыс. м2.

Пласт Ю-II

К пласту приурочена нефтегазовая залежь пластово-сводового типа, тектонически и литологически экранированная, связанная с блоками I, II, III, IV, V. Газовая шапка получила развитие в пределах I блока. Коллекторы на восточном крыле залежи на большей части площади замещены плотными породами и глинами.

Толщина пласта меняется в пределах 3−21,6 м, соответственно в скважинах 247 и 42. Общая толщина коллекторов варьирует в пределах 0,8 м (скв. 404) — 16,6 м (скв. 454), общая эффективная толщина 0,8 м (скв. 404) — 10 м (скв. 2069), эффективная газонасыщенная толщина — от 0,9 м (скв. 429) до 8,0 м (скв. 409), нефтенасыщенная толщина — от 0,8 м (скв. 404) до 8,9 м (скв. 211). Количество эффективных пропластков 1−7, коэффициент расчлененности в среднем 1,53, коэффициент песчанистости меняется от 0,3 до 1, в среднем равен 0,92.

Площадь газоносности равна 440 тыс. м2, нефтеносности — 2131 тыс. м2.

Пласт Ю-III

К пласту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, тектонически экранированная, получившая развитие в блоках I и III, в пределах других блоков коллекторы водонасыщенные.

Толщина пласта меняется в пределах 5−24,7 м соответственно в скважинах 651 и 10. Общая толщина коллектора меняется от 0,8 м (скв. 606) до 24,7 м (скв. 10), общая эффективная толщина — от 0,8 м (скв. 606) до 16,8 м (скв. 637), нефтенасыщенная толщина — от 0,8 м (скв. 606) до 8 м (скв. 430). Число эффективных пропластков изменяется от 1 до 6, коэффициент расчлененности в среднем равен 2, коэффициент песчанистости варьирует в пределах 0,3−1, в среднем 0,82 (Приложение Б).

Горизонт Ю-IV

К горизонту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, тектонически и литологически экранированная, получившая развитие в блоках I, II, III и IV.

На большей части залежи юго-западного крыла во всех блоках коллекторы замещены плотными и глинистыми породами.

Общая толщина коллектора меняется в пределах от 0,8 м (скв. 609) до 30,6 м (скв. 622). Общая толщина горизонта варьирует в пределах 8−30,6 м соответственно в скважинах 428 и 622. Общая эффективная толщина — от 0,8 м (скв. 609) до 26 м (скв. 426), в том числе нефтенасыщенная толщина — от 0,8 м (скв. 609) до 22 м (скв. 426). Число эффективных пропластков 1−16, коэффициент расчлененности в среднем равен 3,52. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,1 до 1, в среднем 0,45.

Нефтеносность горизонта доказана опробованием 6 скважин (1, 2, 5, 6, 16, 27) и эксплуатацией 39 скважин.

Горизонт Ю-V

К горизонту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, тектонически и литологически экранированная, получившая развитие в блоках I, II, III, IV.

Общая толщина горизонта варьирует в пределах от 5 м (скв. 610) до 31 м (скв. 13). Общая толщина коллектора изменяется от 1 м (скв. 420) до 31 м (скв. 13), общая эффективная толщина — от 1 м (скв. 420) до 28 м (скв. 13), нефтенасыщенная толщина — от 1 м (скв. 420) до 10,8 м (скв. 410).

Нефтеносность горизонта доказана опробованием 2 поисково-разведочных скважин (1, 16) и разработкой 29 эксплуатационных скважин.

В скважине 16 получен фонтанный приток нефти дебитом 3 м3/сут при депрессии 0,932 МПа. Скважина находилась в пробной эксплуатации, добыча нефти велась механизированным способом с дебитом 9,5 м3/сут. В скважине 1 получен нефонтанный приток нефти дебитом 18,6 м3/сут при Н ср. дин. 415 м.

Полномасштабная разработка залежи ведется с 2000 года механизированным способом, среднесуточные дебиты изменяются в пределах от 1,3 т/сут (скв625) до 12,1 т/сут (скв. 654)

2. Технологическая часть

2.1 Система разработки месторождения

2.1.1 Анализ текущего состояния разработки

Участок Молдабек Восточный месторождения Кенбай вступил в эксплуатацию в июне 1999 г. В разработке участвуют 10 продуктивных пластов, три из которых приурочены к меловым отложениям, а семь — к юрским.

Разработка участка Молдабек Восточный ведется на основании «Технологической схемы разработки участка Молдабек Восточный месторождения Кенбай Республики Казахстан», составленной в 1998 г. АО «НИПИмунайгаз» (г. Актау) и утвержденной на НТС недропользователя. К реализации был утвержден вариант с ППД по всем объектам путем закачки холодной воды через скважины, расположенные в центре 9-ти точечного элемента, согласно которой выделяется 9 продуктивных пластов и 1 возвратный:

I объект — меловой горизонт М-I;

II объект — меловой горизонт М-II;

III объект — меловой и юрский горизонты М-III+Ю-I;

IV объект — юрский горизонт Ю-II;

V объект — юрский горизонт Ю-IV+ Ю-V;

VI объект — юрский горизонт Ю-VI+ Ю-VII;

Возвратный объект — юрский горизонт Ю-III;

В 2000 г. институтом ОАО «Гипровостокнефть» была составлена «Технологическая схема разработки участка Восточный Молдабек месторождения Кенбай» по данным 2-х лет эксплуатации участка. Предложенный к реализации вариант предусматривал то же выделение объектов, ту же сетку и 9-ти точечное расположение скважин, что и предыдущая технологическая схема, с небольшими изменениями, учитывающими полученные данные по эксплуатации.

На 01. 01. 2009 г. начальные запасы нефти по месторождению составляют: балансовые 81 274 тыс.т., извлекаемые 27 507 тыс.т. С начала разработки по месторождению добыто 1511,2 тыс. т нефти. Остаточные извлекаемые запасы по месторождению составляет 25 995,8 тыс.т. Из них на долю объектов приходится: I объект-15 414,3 тыс.т., II объект-3306,5 тыс.т., III объект-3026,3 тыс. т, IV обьект-1801,5 тыс.т., V обьект-46,5 тыс.т., VIобьект-2044,8 тыс.т., VII обьект-448,9 тыс.т.

По состоянию на 01. 01. 2012 г. под закачкой находится 111 нагнетательных скважин.

На балансе НГДУ «Кайнармунайгаз» имеется 111 нагнетательных скважин. На сегодня техническая вода используется для системы ППД, проведения ПРС, КРС, а также для бурения эксплуатационных скважин месторождения В. Молдабек.

По НГДУ «Кайнармунайгаз» наблюдательный фонд скважин составляет 3 скважины-2 скважины (1187,1167) на месторождении Восточный Молдабек.

По состоянию на 2011 г. в эксплуатации находились 384 добывающих скважин, в том числе:

На I-й объект (М-I) — 90 скв.

На II-й объект (М-II) — 79скв.

На III-й объект (Ю-I+М-III) — 64скв.

На IV-й объект (Ю-II) — 75 скв.

На V-й объект (Ю-IV+V) — 46скв.

На VI-й объект (Ю-VI+VII) -26скв.

На возвратный объект (Ю-III)-4

По состоянию на 01. 01. 2012 г. под закачкой находится 111 нагнетательных скважин, в том числе:

На I объекте (М-I) — 25 скв.

На II объекте (М-II) -22 скв.

На III объекте (М-III+Ю-I) -17скв.

На IV объекте (Ю-II) — 21 скв.

На V объекте (Ю-IV+V) — 15 скв.

На VI объекте (Ю-VI+VII) -9 скв.

Продуктивный пласт Ю-III пока эксплуатируется без поддержания пластового давления.

Все добывающие скважины эксплуатируется насосным способом.

Основные положения рекомендуемого в технологической схеме V варианта разработки:

Проектный уровень добычи нефти — 672 тыс. т;

Проектный уровень добычи жидкости — 1725 тыс. т;

Проектный объем закачки воды — 1444 тыс. т;

Проектный фонд добывающих и нагнетательных скважин — 413 и 133 ед. соответственно (2008г);

КИН — 0,282 доли ед. ;

Срок разработки — 40 лет.

Проектные решения этих документов соответствовали условиям разработки и выбирались на основании максимального использования уже пробуренного фонда скважин и минимального экономического риска. При проектировании применялись следующие основные положения:

— все выделенные объекты разработки охвачены сетками скважин одинаковой плотности, которые так смещены относительно друг друга, что результирующая сетка скважин всех объектов также равномерная;

— в зонах совмещения соседних объектов скважины бурятся до нижнего нефтенасыщенного пласта;

— разбуривания месторождения осуществляется от центра к периферии;

— по каждому объекту запроектирована равномерная рассредоточенная закачка воды;

— в зонах рискованного бурения за предельной минимальной нефтенасыщенной толщиной (2 м) скважины не размещаются.

К реализации был утвержден вариант с ППД путем закачки холодной воды по всем объектам, способ эксплуатации механизированный с применением винтовых насосов.

Эффективность разработки пластов представлена на рисунке 2. 1

Рисунок 2.1 Эффективность разработки пластов

Месторождение вступило в эксплуатацию в июне 1999 г. пуском в эксплуатацию скв. 27 и 2092 на пласт Ю-I и скв. 2080 на ЮII. Таким образом, разработка месторождения Восточный Молдабек началась с вводом в эксплуатацию юрских горизонтов.

Вступление объектов в эксплуатацию:

III объект — 1998 г.

IV объект — 1998 г.

II объект — 2000 г.

V объект — 2000 г.

VI объект — 2000 г.

Возвратный объект — 2001 г.

I объект — 2003 г.

Нефтеносность установлена в 10 пластах: меловые отложения (пласты М-I, М-II, М-III) и юрские (пласты Ю-I — Ю-VII). В промышленной разработке находятся все пласты, объединенные в 6 объектов разработки и один возвратный объект. Все разрабатываемые пласты сложены терригенными коллекторами.

Основные пласты по геологическим запасам категории В+С1: М-I, М-II, Ю-II, Ю-IV, Ю-VI. В этих пластах содержится 85,6% от всех геологических запасов по месторождению.

Основными пластами по количеству скважин эксплуатационного фонда являются пласты М-I, М-II, Ю-II, Ю-IV+Ю-V.

Месторождение интенсивно разбуривается: каждый год вводится свыше 50 новых скважин. В начальный период разработки наибольшее количество скважин было введено на пласты юрских отложений, фонд новых пробуренных скважин на 2011−2012гг в основном пришелся на меловые отложения, а в последние 2 года, все новые скважины вводились на пласты юрских отложений.

Разработка месторождения осуществляется с применением ППД. Большинство нагнетательных скважин находились в отработке на нефть. Внедрение заводнения по пластам осуществлялось на второй или третий год разработки. Эффективность системы заводнения достаточно высокая. В целом по месторождению система заводнения совершенствуется с начала ввода ППД.

Всего на месторождении по состоянию на 01. 01. 2009 г. пробурено 509 скважин.

2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей

1 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов

По состоянию на 01. 01. 2009 г. на месторождении пробурено 509 скважин. Из них эксплуатационный фонд 374 скважин, нагнетательный фонд составляет 112 скважин. Кроме того, 6 скважин ликвидировано по геологическим причинам и 17 специальных скважин (водозаборные и наблюдательные). На рисунке 2.2 представлена диаграмма фонда скважин.

Скважины эксплуатируются механизированным способом установками УШГН и УЭВН. Обводненность продукции скважин, эксплуатируемых винтовыми насосами выше, чем по скважинам, оборудованным штанговыми насосами, это связано с производительностью винтовых насосов. По добывающим скважинам коэффициент использования фонда составляет 0,95, коэффициент эксплуатации — 0,83. По нагнетательным скважинам коэффициент использования фонда составляет 0,97, коэффициент эксплуатации — 0,84.

Добывающий фонд

В целом по месторождению быстрый рост бурения и уплотнение сетки скважин согласно реализуемому проекту обуславливается небольшой глубиной залегания залежей. Благоприятно сказывается на процесс разработки залежи относительно высокая плотность сетки скважин — 3,3−5,8 га/скв по пластам МII, ЮI, ЮII, ЮIV, ЮV.

Дальнейшая разработка залежей будет происходить при еще более высокой плотности сетки скважин за счет бурения и возврата скважин с нижележащих пластов. Разукрупнение эксплуатационных объектов так же положительно сказалось на технологических показателях разработки и облегчает контроль над выработкой запасов и регулирование процесса разработки залежей.

Рисунок 2.2 Диаграмма фонда скважин

Пласт М-I

На 01. 01. 2009 г. добывающий фонд составляют 93 скважин, из них действующие 85 ед. 8 скважин в простое (в ремонте и в ожидании ремонта). Фонд нагнетательных скважин составляют 25 скважин.

Дебиты по нефти меняются от 0,3 т/сут до 5,0 т/сут, составляя в среднем 1,2 т/сут. Скважины работают при депрессиях от 0,1 до 6 МПа и коэффициентах продуктивности по жидкости от 0,8 до 19,0 м3/сутЧМПа.

При штанговой эксплуатации используются штанговые насосы условным диаметром 57 мм. Глубины спуска насосов составляют 186 — 223 м, динамические уровни опускаются до отметок 104−185 м, длина хода составляет 1,0−1,2 м, число качаний 4,0 — 4,5 мин-1.

При винтовой эксплуатации насосы спускаются на глубину 171 — 256 м, динамические уровни опускаются до отметок 39−195 м, диаметр шкива составляет 90 — 160 мм.

На 01. 01. 2009 г. все 24 нагнетательных скважин находятся под закачкой. 1 в бездействии. Приемистость скважин меняется от 3 м3/сут до 22 м3/сут, составляя в среднем на 1 скважину 9,8 м3/сут.

По добывающим скважинам коэффициент использования фонда составляет 0,96, коэффициент эксплуатации — 0,60. По нагнетательным скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации — 0,64.

Пласт М-II

На 01. 01. 2009 г. добывающий фонд составляет 67 скважин, из них действующий фонд 65 скважин. В ожидании ремонта находится 1 скважина и 1 скважина в бездействующем фонде. Дебиты по нефти меняются от 0,3 т/сут до 4,1 т/сут, составляя в среднем 2,2 т/сут. Скважины работают при депрессиях от 0,1 до 7 МПа и коэффициентах продуктивности по жидкости от 0,5 до 30,0 м3/сутЧМПа.

При штанговой эксплуатации используются штанговые насосы условным диаметром 57 мм. Глубины спуска насосов составляют 230−239м, динамические уровни опускаются до отметок 122−200 м, длина хода составляет 0,9−1,2 м, число качаний 4,4 — 5,2 мин-1.

При винтовой эксплуатации насосы спускаются на глубину 207−330 м, динамические уровни опускаются до отметок 38−246м, диаметр шкива составляет 90 — 190 мм.

На 01. 01. 2009 г. фонд нагнетательных скважин составляет 20 скважин, все скважины под закачкой. Приемистость скважин меняется от 5 м3/сут до 13 м3/сут. Средняя приемистость на 1 скважину 8,15 м3/сут.

По добывающим скважинам коэффициент использования фонда составляет 0,99, коэффициент эксплуатации — 0,95. По нагнетательным скважинам коэффициент использования фонда составляет 1,00, коэффициент эксплуатации — 0,92.

Пласты М-III+Ю-I

На 01. 01. 2009 г. добывающий фонд составил 53 скважин, 52 скважин действуют. 1 скважина в ожидании ремонта. Дебиты по нефти меняются от 0,5 т/сут до 13,9 т/сут, составляя в среднем 2,8 т/сут. Скважины работают при депрессиях от 0,2 до 8 МПа и коэффициентах продуктивности по жидкости от 0,4 до 76,9 м3/сутЧМПа.

Средний дебит по нефти новых скважин, введенных в 2008 г., изменялся от 4,0 до 5,2 т/сут и составил в среднем 4,7 т/сут.

При штанговой эксплуатации используются штанговые насосы условными диаметрами 44, 57, 58 мм. Глубины спуска насосов составляют 283−363 м, динамические уровни опускаются до отметок 59−315 м, длина хода составляет 1,0−1,2 м, число качаний 4,0 — 5,2 мин-1.

При винтовой эксплуатации насосы спускаются на глубину 248−363 м, динамические уровни опускаются до отметок 21−302 м, диаметр шкива составляет 90−180 мм.

На 01. 01. 2009 г. фонд нагнетательных скважин составляет 17 скважин, 16 под закачкой и 1 в бездействии. Приемистость скважин колеблется от 5 до 65 м3/сут, составляя в среднем на 1 скважину 21 м3/сут.

По добывающим скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации — 0,96. По нагнетательным скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации 0,93.

Из 53 скважин действующего добывающего фонда 2 скважины эксплуатируют пласт М-III и 11 скважин пласты М-III и Ю-I совместно. Все остальные скважины перфорированы на пласт Ю-I. Все 17 скважин нагнетательного фонда перфорированы только на пласт ЮI.

Таким образом, фактически этот объект разработки разукрупнен и ведется самостоятельная разработка продуктивных пластов М-III и Ю-I.

Пласт Ю-II

На 01. 01. 2009 г. добывающий фонд составляет 77 скважин, из них 74 действующие и 3 скважины находятся в бездействии.

Дебиты по нефти меняются от 1,0 т/сут до 19,3 т/сут, составляя в среднем 4,5 т/сут. Скважины работают при депрессиях от 0,1 до 9 МПа и коэффициентах продуктивности по жидкости от 0,6 до 120,0 м3/сутЧМПа.

При штанговой эксплуатации используются штанговые насосы условными диаметрами 32, 44, 57 мм. Глубины спуска насосов составляют 299−393м, динамические уровни опускаются до отметок 74−325 м, длина хода составляет 0,8−1,5 м, число качаний 4,0 — 7,0 мин-1.

При винтовой эксплуатации насосы спускаются на глубину 303 — 415 м, динамические уровни опускаются до отметок 42 — 345 м, диаметр шкива составляет 90 — 170 мм.

На 01. 01. 2009 г. фонд нагнетательных скважин составляет 24 скважины, все скважины находятся под закачкой. Приемистость скважин колеблется от 5 до 98 м3/сут, составляя в среднем на 1 скважину 37,2 м3/сут.

По добывающим скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации — 0,95. По нагнетательным скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации — 0,86.

Пласт Ю-III

Нефтяная залежь этого пласта эксплуатируется 2-мя скважинами ЭВН с дебитом по нефти 7,1 т/сут без поддержания пластового давления. Коэффициенты использования фонда и эксплуатации составляют — 1.

Пласты Ю-IV+Ю-V

На 01. 01. 2009 г. добывающий фонд составляет 56 скважин, из них 54 действующие, 1 скв. в ожидании ремонта и 1 скв. в ремонте.

Дебиты по нефти меняются от 0,3 до 16,0 т/сут, составляя в среднем 5,9 т/сутки. Скважины работают при депрессиях от 0,1 до 4,3 МПа и коэффициентах продуктивности по жидкости от 0,3 до 210,0 м3/сутЧМПа.

Средний дебит по нефти новых скважин, введенных в 2006 г, изменялся от 4,8 до 5,2 т/сут и составил в среднем 5,0 т/сут, в 2007 г изменялся от 4,1 до 4,9 т/сут и составил в среднем 4,5 т/сут.

При штанговой эксплуатации используются штанговые насосы условными диаметрами 44, 56, 57 мм. Глубины спуска насосов составляют 482 — 520 м, динамические уровни опускаются до отметок 119 — 486 м, длина хода составляет 0,8−1,2 м, число качаний 4,7 — 7,0 мин-1. При винтовой эксплуатации насосы спускаются на глубину 429 — 548 м, динамические уровни опускаются до отметок 20−438м, диаметр шкива составляет 90−165мм.

На 01. 01. 2009 г. фонд нагнетательных скважин составляет 17 скважин, все скважины в работе. Приемистость скважин колеблется от 5 до 200 м3/сут, составляя в среднем на 1 скважину 56,6 м3/сут.

По добывающим скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации — 0,94. По нагнетательным скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации — 0,90.

Из 53 скважин действующего добывающего фонда 27 скважин эксплуатируют пласт Ю-IV, 24 скважины пласт Ю-V и только 2 скважины — пласты Ю-IV и Ю-V совместно. Из 17 нагнетательных скважин объекта 10 скважин ведут закачку в пласт Ю-IV, 5 скважин в Ю-V и 2 скважины в оба пласта совместно.

Таким образом, фактически этот объект разработки разукрупнен и ведется самостоятельная эксплуатация пластов Ю-IV и Ю-V.

Пласты Ю-VI+Ю-VII

На 01. 01. 2009 г. добывающий фонд составляет 25 скважины, действующий фонд 24 ед. 1 в ожидании ремонта.

Дебиты по нефти меняются от 0,7 до 11,7 т/сут, составляя в среднем 5,2 т/сут. Скважины работают при депрессиях от 0,2 до 2,4 МПа и коэффициентах продуктивности по жидкости от 1,7 до 90,0 м3/сутЧМПа.

При штанговой эксплуатации используются штанговые насосы условными диаметрами 44, 57 мм. Глубины спуска насосов составляют 510−548 м, динамические уровни опускаются до отметок 36−451 м, длина хода составляет 0,7−1,2 м, число качаний 4,0−7,0 мин-1.

При винтовой эксплуатации насосы спускаются на глубину 520−601 м, динамические уровни опускаются до отметок 15−445 м, диаметр шкива составляет 90 — 160 мм.

На 01. 01. 2009 г фонд нагнетательных скважин составляет 9 единиц, все скважины под закачкой. Приемистость скважин колеблется от 6 до 60 м3/сут, составляя в среднем на 1 скважину 35,8 м3/сут.

Из 24 скважин действующего добывающего фонда 11 скважин эксплуатируют пласт Ю-VI и 13 скважин — пласт Ю-VII, Скважины, в которых эксплуатировались пласты совместно, в настоящее время отсутствуют. 7 нагнетательных скважин объекта ведут закачку только в пласт Ю-VI, нефтяная залежь пласта Ю-VII разрабатывается при закачке воды через одну совместную скважину и 1 нагнетательной скважиной, работающей только на Ю-VII.

Таким образом, этот объект разработки разукрупнен и ведется самостоятельная эксплуатация пластов ЮVI и ЮVII.

В целом по месторождению коэффициенты использования фонда добывающих и нагнетательных скважин составляют соответственно, 0,95 и 0,97, коэффициенты эксплуатации по добывающим и нагнетательным скважинам составляют 0,83 и 0,84 соответственно. Это связано с частым межремонтным периодом, обусловленным особенностями геолого-физических условий залегания пластов, в частности выносом песка по меловым отложениям.

На рисунке 2.3 представлен действующий фонд объектов разработки по годам.

Рисунок 2.3 Действующий фонд объектов разработки по годам

В таблице 2.1 — представлено распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти на 01. 01. 2009 г, в таблице 2.2 — распределение количества скважин действующего фонда по дебитам нефти на 01. 01. 2009 г, в таблице 2.3 — распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости на 01. 01. 2009 г, в таблице 2.5 — распределение действующего фонда скважин по обводненности на 01. 01. 2009 г.

Таблица 2.1 — Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти на 01. 01. 2009г

Объекты

q?2. 5

2. 5<q?10

10< q?50

50< q

I-Oбъект

1,12

2,67

-

-

II-Oбъект

1,50

3,24

-

-

III-Объект

1,27

4,15

-

-

IV-Объект

1,45

5,55

-

-

V-Объект

1,58

5,96

10,77

-

VI-Объект

1,31

5,23

11,16

-

Возвратный объект

0,26

7,63

-

-

Из таблиц 2.2 и рисунка 2.3 видно, что дебиты скважин меловых отложений значительно меньше, чем по юрским пластам. Значительная часть скважин объектов I и II имеют дебиты по нефти менее 2,0 т/сут, когда как доля низкодебитных скважин юрских пластов невелика. По пластам ЮI-ЮVII по некоторым скважинам дебиты по нефти доходят до 10 т/сут, что на порядок выше, чем по пластам МI и МII.

Таблица 2.2 — Распределение количества скважин действующего фонда по дебитам нефти на 01. 01. 2009г

Объекты

?2. 5

2. 5<q?10

10< q?50

50<

I-Oбъект

88

5

0

0

II-Oбъект

40

26

0

0

III-Объект

27

25

0

0

IV-Объект

23

57

0

0

V-Объект

10

41

7

0

VI-Объект

2

21

1

0

Возвратный объект

2

2

0

0

Таблица 2.3 — Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости на 01. 01. 2009г

Объекты

q?2. 5

2. 5<q?10

10< q?50

50< q

I-Oбъект

1,7

5,9

-

-

II-Oбъект

2,6

6,9

-

-

III-Объект

2,2

9,2

-

-

IV-Объект

2,6

10,7

-

-

V-Объект

3,0

12,3

25,6

-

VI-Объект

2,9

12,4

24,6

-

Возвратный объект

0,9

14,5

-

-

В целом по месторождению

2,1

10,6

25,1

-

Таблица 2.4 — Распределение действующего фонда скважин по обводненности на 01. 01. 2009г

Объекты

?25

25< В?50

50< В?75

75<

I-Oбъект

48

40

5

0

II-Oбъект

7

51

5

3

III-Объект

1

38

12

1

IV-Объект

1

55

20

4

Объекты

?25

25< В?50

50< В?75

75<

V-Объект

0

13

41

1

VI-Объект

0

6

14

0

На рисунке 2.4 отображается среднесуточный дебит нефти объектов по годам.

Рисунок 2.4. Среднесуточный дебит нефти объектов по годам

Аналогичная ситуация наблюдается и при распределении скважин по дебитам жидкости.

Распределение скважин по обводненности показало, что скважины обводнены, в основном, в интервале от 25 до 50%, Количество скважин с обводненностью свыше 75% составляет 3 скважины по II объекту, 4 скважины по IV объекту, по 1 скважине в III, V, возвратных объектах.

Таким образом, фонд скважин меловых отложений характеризуется как низкодебитный со средней обводненностью, а по юрским отложениям относительно меловых отложений как высокодебитный со средней обводненностью.

Нагнетательный фонд

Фонд нагнетательных скважин составляет 112 ед., из них действующие 110 ед., бездействующие 2 ед.

Разработка месторождения Восточный Молдабек осуществляется системой ППД путем закачки холодной воды через сеть нагнетательных скважин 9-ти точечной системы заводнения. Ввод системы ППД началось в августе 2000 г. с нагнетанием воды в скважины 2091 на III объект и 2113 на IV объект. Начальная приемистость нагнетательных скважин составила 21 мі/сут. К концу 2009 г. приемистость составила по скважине 2091 111 мі/сут и2113 339 мі/сут. Основное количество нагнетательных скважин — переведенные из добывающего фонда. Перевод добывающих скважин под нагнетание обуславливается сохранением проектной сетки рекомендуемой проектом разработки 2000 г. Небольшая глубина залегания позволяет бурить скважины с высокой плотностью сетки и в дальнейшем по мере внедрения 9-ти точечной системы заводнения переводить добывающие скважины под нагнетание. На дату составления отчета средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 28 мі/сут.

На рисунке 2.5 показан фонд нагнетательных скважин объектов по годам.

Рисунок 2.5 Фонд нагнетательных скважин объектов по годам

На рисунке 2.6 представлена среднегодовая приемистость по объектам.

Рисунок 2.6 Среднегодовая приемистость по объектам

Фонд ликвидированных скважин

Все 6 скважины ликвидированы по геологическим причинам.

Обводнение добывающих скважин

В связи с высокими значениями вязкости нефти в пластовых условиях по всем продуктивным пластам участка Восточный Молдабек наблюдается высокий темп обводнения добываемой продукции. Однако наблюдаемый темп обводнения значительно осложняется поступлением в скважины посторонней воды. Большое количество добывающих скважин по всем продуктивным пластам расположено либо в чисто нефтяной зоне, либо вдали от нагнетательных скважин и в эти нагнетательные скважины закачано небольшое количество воды, но, тем не менее, эти добывающие скважины в значительной степени обводнены. Одним из возможных источников добываемой по этим скважинам воды могут быть водонасыщенные пласты, вода из которых поступает в скважину по заколонному пространству. В условиях геологического разреза, представленного рыхлыми песчаниками и слабо сцементированными из-за малой глубины залеганий, глинами трудно обеспечить хорошую изоляцию заколонного пространства. Поэтому обводненность некоторых добывающих скважин, вероятно, не связана с поступлением воды от нагнетательных скважин.

По характеру обводнения скважин можно сделать следующие общие выводы по обводнению залежи в целом. Нефти месторождения Восточный Молдабек имеют повышенное содержание смол и асфальтенов и обусловленную этим высокую вязкость нефти. Данное обстоятельство становится причиной специфичности разработки месторождения. Большое различие в вязкостях нефти и воды существенно влияет на характер продвижения контура нефтеносности.

На рисунке 2.7 изображены кривые, отображающие среднегодовую обводненность продукции по объектам.

Рисунок 2.7 Среднегодовая обводненность продукции по объектам

Явно выраженные скачки по проницаемости, обусловленные слоистым строением пласта, пропластки которого имеют разную проницаемость, и неоднородность фильтрационно-емкостных свойств по площади заметно влияют на приток пластовой жидкости к скважинам и на нагнетание жидкости в пласт. В случае, когда вытесняющая жидкость более подвижна, чем вытесняемая, а на некотором участке однородность пористой среды нарушается и проницаемость больше, чем у окружающей среды, то при подходе к аномальному участку скорость фронта вытеснения ускоряется и на прежде плоском фронте возникает «язык». С целью определения источников обводнения добывающих скважин и контроля за выработкой запасов нефти необходимо осуществлять контроль и анализ состава попутно добываемой и закачиваемой воды, в необходимых случаях целесообразно добавлять в закачиваемую воду отдельных скважин различные индикаторы, например флюоресценты. Это позволит установить причину обводнения скважин и целенаправленно проводить ремонтно-изоляционные работы.

2. Технологические показатели разработки

Технологические показатели разработки были определены по характерным 9-ти точечным элементам нефтяных залежей. В целом по эксплуатационным объектам данные по отдельным элементам суммировались в соответствии с планами разбуривания залежей нефти и вводом в эксплуатацию отдельных элементов.

После получения динамики технологических показателей по базовым вариантам с осуществлением традиционного заводнения определялись технологические показатели по другим вариантам разработки.

По вариантам с чередующейся закачкой воды и разгазированной нефти технологические показатели вариантов определялись непосредственно при компьютерном моделировании характерных элементов нефтяных залежей.

При варианте разработки нефтяных залежей при чередующейся закачке воды и 5 процентов добываемой разгазированной нефти динамика обводнения добываемой продукции значительно улучшается и по залежам достигается более высокая нефтеотдача.

Принято, что на 1. 01. 2009 г. на участке пробурено 46 добывающих и 14 нагнетательных, и введены в эксплуатацию 41 добывающая и 16 нагнетательных скважин. Накопленная добыча нефти составит 56,544 тыс. т, жидкости 62,152 тыс. т. Ввод скважин в эксплуатацию соответствует плану бурения.

Динамика технологических показателей при разработке нефтяных залежей с высокой вязкостью нефти, как на месторождении Восточный Молдабек, в пластовых условиях обладает одной особенностью. В процессе вытеснения нефти водой в пористой среде на гидропроводность промытой (обводненной) зоны пласта влияют два фактора. За счет эффекта фазовых проницаемостей, из-за наличия за фронтом вытеснения остаточной нефти, проницаемость обводненной зоны снижается. С другой стороны, замещение в пласте более вязкой нефти менее вязкой водой увеличивает гидропроводность обводненной зоны пласта.

2.1.3 Анализ выработки запасов нефти и газа

По мере извлечения углеводородов из залежи естественная энергия, под действием которого флюид течет в добывающие скважины, уменьшается. При этом уменьшается и дебиты добывающих скважин. Темп снижения энергии зависит не только от режима дренирования, но и от извлекаемых запасов нефти и темпов их отбора. В свою очередь, количество добываемой нефти зависит от физических свойств пород и флюидов, от энергетического состояния залежи, от количества скважин и их расположения и т. д.

Если использовать только естественные энергетические источники, то возможно, во-первых, получить невысокие коэффициенты нефтеотдачи и во-вторых, в значительной степени растянуть сроки разработки месторождения.

Именно поэтому в настоящее время широко применяется методы искусственного воздействия на залежь углеводородов (т.е. методы управления процессом выработки запасов). Принципиально этот метод приводит к искусственному воздействию на залежь в целом (интегральное воздействие) и на методы, реализация которых приводит к воздействию только на призабойную зону каждой конкретной скважины (локальное воздействие). Управление процессом выработки запасов при заводнении осуществляется через систему нагнетательных скважин, пробуренных в виде ряда, расположенного на определенном расстоянии от внешнего контура нефтеносности

В проекте эксплуатации месторождения Восточный Молдабек запланировано проводить закачку вод в продуктивные пласты с целью повышения эффективности разработки данного месторождения. Анализ закачки и давления воды для ППД по месторождению Восточный Молдабек показывает, что при уменьшении объема суточной закачки ниже 1650 м3/сут. происходит резкое падение добычи жидкости. Увеличение объема закачки воды повышает с длительностью в 3−8 дней общую добычу жидкости, что обусловлено сложностью геологического строения, литологической изменчивостью продуктивных горизонтов по площади и по разрезу, сложным физико-химическими свойства добываемой нефти с высокой кинематической вязкостью (до 1876 мм2/с). Неравномерная общая закачка воды сказывается на объеме добычи жидкости и соответственно нефти, а также падении динамического уровня в скважинах, обусловленного снижением дебитов в точности повторяющего объемы закачки. Для стабилизации добычи нефти и закачки воды для ППД проведено обоснование объема и давление закачки воды для ППД по месторождению Восточный Молдабек.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой