- 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

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.