- 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:
1. Определение основных факторов, влияющих на повышение нефтеотдачи пластов путем комплексного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин.
2. 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 600Ч600м 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
Наименование |
Пласт КТ-II |
||||
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Принятые значения |
|||
скв. |
проб |
||||
Давление насыщения газом, МПа |
6 |
6 |
23,1-25,0 |
24,37 |
|
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т |
6 |
6 |
263,5-288,0 |
274,1 |
|
Р10,9 МПа Т112,7С |
|||||
Р20,5 МПа Т238С |
|||||
Р30,10 МПа Т315,6С |
|||||
Р40,10 МПа Т420С |
|||||
Газосодержание при дифферен-циальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т |
6 |
6 |
230,2 |
||
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях |
6 |
6 |
1,480 |
||
Плотность, кг/м3 |
6 |
6 |
651,0-678,0 |
668,0 |
|
Вязкость, мПас |
6 |
6 |
0,18-0,60 |
0,45 |
|
Пластовая температура, о С |
6 |
6 |
64-69 |
67,5 |
Таблица 1.2
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, )
Наименование |
Пласт КТ-II |
|||||
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях |
пластовая нефть |
||||
выделившийся газ |
нефть |
выделившийся газ |
нефть |
|||
Сероводород |
1,75 |
0,05 |
1,83 |
0,23 |
1,24 |
|
Углекислый газ |
0,87 |
0,97 |
0,01 |
0,62 |
||
Азот+редкие |
1,21 |
1,35 |
0,85 |
|||
В т.ч. гелий |
0,026 |
0,030 |
||||
Метан |
68,24 |
0,27 |
76,23 |
0,11 |
48,13 |
|
Этан |
9,10 |
0,38 |
9,76 |
0,93 |
6,50 |
|
Пропан |
7,47 |
0,89 |
6,04 |
4,63 |
5,52 |
|
Изобутан |
2,13 |
0,51 |
1,05 |
2,67 |
1,65 |
|
Н. Бутан |
4,01 |
1,62 |
1,70 |
6,04 |
3,30 |
|
Изопентан |
1,99 |
2,17 |
0,46 |
4,74 |
2,04 |
|
Н. пентан |
1,50 |
2,45 |
0,32 |
4,28 |
1,78 |
|
Гексаны |
1,18 |
9,03 |
0,19 |
9,10 |
3,48 |
|
Гептаны |
0,44 |
11,19 |
0,07 |
9,64 |
3,60 |
|
Октаны |
0,11 |
10,61 |
0,03 |
8,66 |
3,21 |
|
Остаток(С9+ высшие) |
60,83 |
48,96 |
18,08 |
|||
Молекулярная масса |
212 |
179 |
81 |
|||
Молекулярная масса |
280 |
280 |
280 |
|||
Плотность: |
||||||
газа, кг/м3 |
1,092 |
0,902 |
||||
газа относительная |
0,906 |
0,749 |
||||
нефти, кг/м3 |
843,0 |
819,0 |
668,0 |
Таблица 1.3 -
Коллекторские свойства горных пород продуктивных пластов
Метод определения |
Наименование |
Проницаемость, мкм2 |
Пористость, д.ед. |
Нефтенасы-щенность, д.ед. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Горизонт КТ-II-1 |
|||||
Лабораторные исследования керна |
Количество скважин |
10 |
11 |
- |
|
Количество определений |
78 |
117 |
- |
||
Среднее значение |
0,00399 |
0,11 |
- |
||
Интервал изменения |
0,00042-0,03402 |
0,075-0,191 |
- |
||
Коэффициент вариации |
1,42 |
0,229 |
- |
||
Геофизические исследования скважин |
Количество скважин |
- |
55 |
55 |
|
Количество определений |
- |
474 |
474 |
||
Среднее значение |
- |
0,095 |
0,875 |
||
Интервал изменения |
- |
0,075-0,18 |
0,6-0,99 |
||
Коэффициент вариации |
- |
0,184 |
0,098 |
||
Гидродинамичес-кие исследования скважин |
Количество скважин |
- |
- |
||
Количество определений |
- |
- |
|||
Среднее значение |
- |
- |
|||
Интервал изменения |
- |
- |
|||
Коэффициент вариации |
- |
- |
|||
Горизонт КТ-II-2 |
|||||
Лабораторные исследования керна |
Количество скважин |
13 |
13 |
- |
|
Количество определений |
296 |
333 |
- |
||
Среднее значение |
0,01034 |
0,112 |
- |
||
Интервал изменения |
0,00042-0,13204 |
0,075-0,202 |
- |
||
Коэффициент вариации |
1,828 |
0,210 |
- |
||
Геофизические исследования скважин |
Количество скважин |
- |
51 |
52 |
|
Количество определений |
- |
563 |
563 |
||
Среднее значение |
- |
0,096 |
0,858 |
||
Интервал изменения |
- |
0,075-0,199 |
0,601-0,984 |
||
Коэффициент вариации |
- |
0,191 |
0,102 |
||
Гидродинамичес-кие исследования скважин |
Количество скважин |
- |
- |
||
Количество определений |
- |
- |
|||
Среднее значение |
- |
- |
|||
Интервал изменения |
- |
- |
|||
Коэффициент вариации |
- |
- |
|||
толща КТ-II |
|||||
Лабораторные исследования керна |
Количество скважин |
14 |
14 |
- |
|
Количество определений |
374 |
450 |
- |
||
Среднее значение |
0,00901 |
0,112 |
- |
||
Интервал изменения |
0,00042-0,13204 |
0,075-0,202 |
- |
||
Коэффициент вариации |
1,902 |
0,215 |
- |
||
Геофизические исследования скважин |
Количество скважин |
- |
63 |
63 |
|
Количество определений |
- |
1037 |
1073 |
||
Среднее значение |
- |
0,096 |
0,865 |
||
Интервал изменения |
- |
0,075-0,199 |
0,6-0,99 |
||
Коэффициент вариации |
- |
0,188 |
0,100 |
||
Гидродинамичес-кие исследования скважин |
Количество скважин |
22 |
- |
- |
|
Количество определений |
66 |
- |
- |
||
Среднее значение |
0,0196 |
- |
- |
||
Интервал изменения |
0,00044-0,258 |
- |
- |
||
Коэффициент вариации |
1,68 |
- |
- |
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.
- НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
- ВВЕДЕНИЕ
- 1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАБОТЫ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ АЛИБЕКМОЛА ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ И ПЛОТНОСТИ СЕТКИ СКВАЖИН
- 1.1 Общие сведения о месторождении
- 1.2 Стратиграфия
- 1.3 Тектоника
- - количественно прогнозировать характер процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки для решения проблемы повышения охвата пластов заводнением;
- 2. Количественный прогноз характера процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки для решения проблемы повышения охвата пластов заводнением
- 2.1 Текущее состояние разработки
- 2.4 Характеристика отборов нефти, газа и воды
- 2.5 Анализ работы добывающих скважин
- Раздел 3. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.
- Виды заводнения
- 10.1. Системы разработки месторождения с использованием заводнения
- 66.Для каких залежей применяется законтурное заводнение?
- 32. Гидродинамическая сущность и технология внедрения циклического заводнения нефтяных месторождений.
- Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения
- Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения
- 12. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Коэффициент извлечения нефти и составляющие его коэффициенты. Проблемы разработки нефтяных месторождений с заводнением.
- 1.2. Законтурное и внутриконтурное заводнение нефтяной залежи