Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Особенности разработки VIII горизонта месторождения Жетыбай при эксплуатации добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Особенности разработки VIII горизонта месторождения Жетыбай при эксплуатации добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения"
УДК 622.276.6
На правах рукописи
НУРУМОВА САРА ЖАКИПОВНА
ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ VIII ГОРИЗОНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН С ЗАБОЙНЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Москва - 2005
Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина
Научный руководитель Официальные оппоненты:
Ведущая организация
доктор технических наук, профессор Мищенко И.Т
доктор технических наук профессор Алиев З.С.
кандидат технических наук, профессор Ибрагимов Г.З.
Институт проблем нефти и газа РАН и Минобразования и науки РФ
Защита состоится б декабря 2005г. в 1500 часов на заседании диссертационного совета Д.212.200.08 Российского государственного университета нефти и газа им И.М.Губкина по адресу: Ленинский просп., 65, Москва, 119991.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М Губкина. ^
Автореферат разослан 2005г.
Ученый секретарь Диссертационного Совета, д.т.н., профессор
Б.Е. Сомов
20767
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
В течение 30 лет промышленной разработки многопластового месторождения Жетыбай накоплено достаточное количество разнообразной информации, осмысление и анализ которой представляет несомненный научный интерес, тем более, что за этот период принимались решения, которые не всегда оказывались наилучшими. Одним из наименее обоснованных было решение об эксплуатации добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения. К каким особенностям разработки, в частности, VIII горизонта этого месторождения привела реализованная система выработки запасов? Ответ на эти вопросы представляется практически важным, т.к. игнорирование этого опыта обязательно приведет к отрицательным последствиям при разработке других месторождений. Именно знание отрицательных сторон процесса разработки и возможные пути, в соответствии с которыми можно избежать их, является действительно актуальными для совершенствования самого процесса выработки углеводородного сырья на многочисленных месторождениях.
Учитывая изложенное, актуальным является исследование, направленное на установление причин низкой эффективности разработки VIII горизонта месторождения Жетыбай и разработку путей повышения этой эффективности.
Цель работы
Основной целью работы является рассмотрение состояния выработки запасов VIII горизонта месторождения Жетыбай, анализ некоторых проектных решений и их практической реализации, оценка основных осложнений, связанных с эксплуатацией добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения, а также обоснование возможных путей улучшения разработки объекта.
Задачи исследования
Исходя из цели работы, сформулированы следующие основные задачи-
1. Анализ геолого-промысловой характеристики месторождения Жетыбай и физико-химических свойств и состава пластовых флюидов VIII горизонта.
2. Анализ состояния выработки запасов VIII горизонта на различных временных этапах и установление причин низкой технологической и энергетической эффективности, а также основных осложнений этого процесса.
3. Анализ работы эксплуатационного фонда скважин и вскрытие основных причин, осложняющих его эффективную работу.
4. Исследование основных особенностей выработки запасов при эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения нефти газом с разработкой принципиальных решений, повышающих эффективность этого процесса.
5. Разработка методов расчета основных свойств пластовой нефти в процессе ее частичной дегазации за счет снижения забойных давлений в добывающих скважинах и в пласте ниже давления насыщения,____ _
Методы решения поставленных задач
Решения базируются на закономерностях геологического строения многопластовых нефтяных месторождений, методах аналитического и экспериментального исследования процесса разработки месторождений углеводородов и физики нефтяного пласта с привлечением положений математической статистики.
Научная новизна исследования
1 Установлены основные причины низкой эффективности разработки УТЛ горизонта месторождения Жетыбай, связанные со снижением забойных давлений в добывающих скважинах ниже давления насыщения нефти газом, вследствие чего произошла трансформация напорного режима дренирования в низкоэффективный режим растворенного газа.
2 Разработана методика расчета эффективности закачиваемой в залежь воды, позволяющая проводить оценку объема замещающей нефть воды, вторгшейся в освобождаемый нефтью объем пористой среды
3. Предложены аналитические методы оценки размеров зон двухфазной фильтрации и установлены основные закономерности влияния размеров этих зон на эффективность выработки запасов. Показаны пути повышения эффективности разработки в этом случае.
4. Разработаны методики расчета свойств нефти УГО горизонта месторождения Жетыбай при ее частичной дегазации
Практическая ценность результатов исследования
1. Установлено, что фактическая эксплуатация добывающих скважин велась при забойных давлениях, достигающих величины 0,57Риас. Проектными документами допускалось снижение забойных давлений от 12 до 15,5 МПа, что составляет от 0,64 до 0,82 от давления насыщения, равного 18,9 МПа, что также является ошибочным Необоснованным проектным решением является и забойное давление в нагнетательных скважинах, равное 30-32 МПа при боковом горном давлении 45 МПа. Указанные факторы и предопределили низкую эффективность выработки запасов УШ горизонта месторождения Жетыбай На базе установленных фактов разработаны рекомендации по забойным давлениям как в добывающих (Яис=Р,1ас)> так и в нагнетательных скважинах (Р.м6=45 МПа), которые позволяют повысить эффективность разработки анализируемого объекта.
2. Рекомендовано изменить параметры системы поддержания пластового давления закачкой воды увеличением давления нагнетания с одновременным снижением объема закачиваемой воды.
3 Состояние эксплуатационного фонда скважин во времени ухудшается, что приводит к снижению годовых темпов отбора извлекаемых запасов, который составляет в настоящее время 1,03% при проектной величине 2,13%. Рекомендовано проводить необходимые работы с малодебитным фондом, который на настоящее время превышает 50%. Растет фонд и бездействующих
скважин, что в еще большей степени снижает эффективность выработки запасов
4. Рекомендовано использовать разработанные методики расчета свойств частично дегазированной пластовой нефти при обосновании режимов работы добывающих скважин, при выборе и расчете необходимого глубиннонасосного оборудования для добывающих скважин, при оптимизации работы этого оборудования, а также при расчетах режимов работы системы сбора и подготовки скважинной продукции, которые позволяют существенно повысить точность и достоверность получаемых результатов.
5. Установлены условия эффективности обработок призабойных зон скважин, эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения и показаны пути повышения эффективности этих обработок.
Апробация результатов исследования
Основные положения работы докладывались и обсуждались на-
1. Научных семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. акад. И.М. Губкина (2003-2005г.г.)
2. На заседании кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Актауского государственного университета им. Ш.Есенова.
3. На научно-технической конференции в г. Актау (2002 г.).
4. На 2-ой международной научно-практической конференции в г. Астрахань (2003 г.).
5. На международной конференции «Инженерное образование и наука в XXI веке» в г. Алматы (2004 г.)
Публикации
Основные результаты диссертационной работы изложены в пяти опубликованных статьях.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и списка литературы. Результаты изложены на 118 стр., включая 22 таблицы и 18 рисунков. Список использованной литературы содержит 22 источника.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении приводится состояние разработки месторождения Жетыбай, рассматриваются основные текущие результаты выработки запасов и проектные показатели, а также основные проблемы, возникшие при этом.
Первая глава дает представление о геолого-промысловой характеристике месторождения Жетыбай, о стратиграфических и тектонических особенностях этого многопластового месторождения. Более детально рассмотрены свойства пород-коллекторов, а также нефтегазоносность, свойства нефти и запасы
На основании проведенного анализа выделен один из наиболее представительных объектов для дальнейшего глубокого изучения - VIII горизонт Подробно исследовано геологическое строение этого горизонта, состоящего из подгоризонтов УП1а+б и УШв. Показана его значительная геологическая неоднородность и литолого-фациальная изменчивость.
Подгоризонт У1Па+б содержит пластовую, сводовую нефтегазовую залежь с краевой водой. Присводовая часть осложнена тремя вытянутыми с северо-запада на юго-восток куполами, из которых два приходятся на основной свод месторождения. В пределах залежи выявлены две большие зоны замещения коллекторов подгоризонта глинистыми породами (районы скв. №560 и 829).
Этаж нефтеносности подгоризонта составляет 17 м, а этаж газоносности - 23 м. Размеры залежи по длинной оси 16 км, по короткой - 4 км. Запасы нефти по залежи распределены следующим образом: на подгазовую зону приходится 56%, нефтяную 15% и водонефтяную 29%. Подгоризонт представлен чередованием песчаников, алевритов и глин и содержит до 6 песчано-алевролитовых пропластков.
Подгоризонт УГОв представлен также чередованием песчаников, алевролитов и глин и от вышележащего подгоризонта УШа+б он отделяется не всегда достаточно хорошо выдержанным по площади глинистым разделом средней толщины Им.
Подгоризонт УШв содержит пластовую, сводовую нефтегазовую залежь с краевой водой. Размеры залежи: длина - 22 км, ширина - 5 км. Этаж нефтеносности 27 м, газоносности 9 м. Также, как и в подгоризонте УШа+б в подгоризонте УШв выявлены две большие зоны замещения коллектора глинистыми породами (районы скв.560 и 829).
Нефтегазовая зона довольно обширная и занимает 58% всей площади залежи (нефтяная зона - 8%), а оставшиеся 42% приходятся на водонефтяную. Распределение запасов УШв подгоризонта таково: 53% - газонефтяная зона, 41% - водонефтяная и только 6% - нефтяная. Показатели неоднородности подгоризонтов УШа+б и УШв примерно одинаковы.
Подробно проанализированы физико-химические свойства и состав пластовых флюидов УТЛ горизонта в начале разработки. Установлено, что в сводовых частях сосредоточена нефть с предельной насыщенностью газом и максимальным газосодержанием. В направлении к крыльям структуры возрастает водонасыщенность и снижается величина газосодержания. Кроме того, характеристики нефти непостоянны и по разрезу продуктивной толщи.
Процесс разработки залежей привел к изменению начальных свойств пластовой нефти в зонах интенсивного дренирования: газосодержание нефти уменьшилось на 23%, а давление насыщения - на 21,5%. Это сказалось на плотности и вязкости нефти, что привело к снижению коэффициента подвижности. Газ состоит из 57-69% метана, 12-14% этана, 5% азота и 0,5% С02; на остальные компоненты приходится от 11,5 до 25,5%. В нефти содержится до 16% по весу смол и до 23% по весу парафина. Таким образом, нефть относится к вязким (вязкость при 20°С ~86мПа с), и парафинистым, что безусловно наложило отпечаток на эффективность выработки запасов.
Как следует из проведенного анализа, месторождение Жетыбай относится к крупным сложнопостроенным месторождениям со специфическими свойствами продукции, разработка которого осуществляется по стандартной схеме с существенным снижением забойных давлений в добывающих скважинах ниже давления насыщения нефти газом. Последнее обстоятельство предопределило и режим дренирования. На большей части площади VIII горизонта развился режим растворенного газа, что создало дополнительные трудности в эффективной выработке запасов.
Основной целью диссертационной работы является рассмотрение состояния выработки запасов VIII горизонта месторождения Жетыбай, критический анализ некоторых проектных решений и их практической реализации, а также оценка основных осложнений, связанных с эксплуатацией добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения.
Вторая глава посвящена ретроспективному анализу состояния выработки запасов VIII горизонта месторождения Жетыбай, в которой также приведена краткая характеристика основных проектных решений, принятых в различные годы (1969-1989 годы).
Приведен анализ основных показателей разработки VTÍI горизонта за период 1967 по 2001 годы, на основании которого выделено два принципиальных этапа. 1. Этап пробной эксплуатации (1967-1974 гг.), когда разработка велась на естественном режиме (без ППД) ограниченным количеством скважин В процессе пробной эксплуатации пластовое давление в дренируемых зонах упало до 18,5 МПа (к началу 1975 г.) и стало меньше давления насыщения 18,9 МПа. При забойных давлениях в добывающих скважинах 15-15,5 МПа часть дренируемого объема стала работать на режиме растворенного газа, что отрицательно сказалось на дальнейшей разработке объекта. Кроме того, следует отметить, что в этот период не получено достаточной информации по влиянию снижения пластового и забойного давлений ниже давления насыщения на эффективность выработки запасов, что отрицательно сказалось на дальнейшей разработке объекта. Обводнение продукции началось в 1971 г. и к концу 1974 достигло 3%. Среднесуточный дебит скважин по нефти в этот период составил 20,8 т/сут. 2 Этап промышленной эксплуатации, который для анализа разбит на 3 подэтапа: - подэтап с периодом 1975-1981 годы, когда разработка велась нарастающим фондом скважин, а также освоением системы ППД. В этот период среднесуточный дебит по нефти снизился до 13,9 т/сут, а обводненность возросла до 11%. Основными причинами этого являются-
• добывающие скважины продолжали эксплуатироваться при Рюб<Рщс,
• пластовое давление поддерживалось на уровне на 1-1,5 МПа ниже начального, что связано с тем, что давление закачиваемой воды расходовалось на частичное сжатие и возможное растворение свободного газа в пористой среде,
• отток значительного объема закачиваемой воды в законтурную область;
- подэтап с периодом 1982-1992 годы, который характеризуется опережающим ростом фонда добывающих и нагнетательных скважин, который превышает проектный в 2,5 - 2,7 раза. Резко растет накопленная закачка воды с 7,763 млн. м3 в 1982 г до 28,201 млн. м3 в 1992 г.; фактическая закачка превышает проектную в 1,625 раза, а накопленная добыча нефти превышает проектную всего в 1,22 раза. Превышение фактической закачки воды над проектной хотя и позволило повысить пластовое давление до 20,1-21,1 МПа, увеличить среднесуточные дебиты скважин не удалось. За этот период среднесуточный дебит по нефти составил всего 8,8 т/сут при обводненности продукции, достигшей 40% Одной из главных причин снижения эффективности выработки запасов на этом подэтапе является снижение забойных давлений в добывающих скважинах ниже 15,5 МПа (до 12 МПа) и увеличение дренируемого объема на режиме растворенного газа, при котором закачка воды с целью ППД не является достаточно эффективной;
- подэтап с периодом с 1993 г. по настоящее время не является принципиально отличным от предыдущего и характеризуется дальнейшим снижением дебитов скважин по нефти до 4 т/сут. Как следует из предыдущего, этап промышленной разработки осуществляется по ранее принятой системе, несмотря на ее определенные недостатки. Следует отметить, что на сегодня режим растворенного газа охватил более 80% дренируемого объема VIII горизонта и говорить об эффективной выработке запасов не приходится.
С целью оценки эффективности закачиваемой воды при режиме растворенного газа разработана методика расчета эффективности закачиваемой в залежь воды и проведена численная оценка этой эффективности Показано, что с 1991 года по настоящее время эта эффективность изменяется от 0,141 до 0,415, составляя, в среднем, 0,275 Под эффективностью закачиваемой воды понимается отношение объема воды, внедрившейся в нефтенасыщенный объем залежи за счет освобождения пористой среды к общему объему закачиваемой воды
В этой же главе рассмотрены вопросы контроля за разработкой VIII горизонта, контроля за режимами эксплуатации скважин, а также осложнения в процессе эксплуатации скважин. Установлено, что главными причинами низкой энергетической эффективности разработки VIII горизонта месторождения Жетыбай являются-
1 Длительная эксплуатация добывающих скважин при забойных давлениях, существенно меньших давления насыщения, которая привела к развитию режима растворенного газа со всеми вытекающими отсюда отрицательными последствиями.
2 Значительное по времени отставание закачки воды с целью ППД и ее низкая эффективность.
3. Ухудшение свойств нефти в пластовых условиях, связанное с ее частичной дегазацией.
С целью повышения энергетической эффективности выработки запасов VIII горизонта необходимо:
1 Перейти на эксплуатацию добывающих скважин с забойными давлениями не ниже текущего давления насыщения, равного 14,6 МПа.
2. Повысить забойное давление в нагнетательных скважинах до величин, порядка 40 МПа (устьевое давление поддерживать на уровне 19 МПа).
3. Определить основные источники потерь воды в системе ППД, а объемы закачиваемой воды привести в соответствие с объемом отбираемой продукции и объемом частично сжимаемого в пласте свободного газа.
4 С целью возможного повышения коэффициента нефтеотдачи ограничить отбор продукции и попытаться уменьшить объем свободного газа в дренируемом объеме, управляя объемами закачиваемой воды. Третья глава посвящена анализу работы эксплуатационного фонда скважин и основным причинам, осложняющим его эффективную работу. Это связано с тем, что скважина является основным элементом исследуемой системы, поставляющая информацию об эффективности выработки запасов.
В период с 1976 г. по 1983 г. фонд добывающих скважин возрастал и достиг 105, а нагнетательный фонд достиг 42 скважин. С 1984 г. по 1991 г. добывающий фонд достигает 216 скважин, что на 40 единиц превышает проектную величину; также возрастает и фонд нагнетательных скважин с 46 до 83, превышая проектный показатель на 15 скважин. Вместе с этим растет и фонд простаивающих скважин: добывающих скважин 18, а нагнетательных - 15 При этом превышение годовой добычи нефти в сравнении с проектной колеблется от 40,6 тыс.т в 1984 г. до 393,9 тыс.т - в 1988 г. С 1989 г. фактическая добыча нефти в сравнении с проектной становится меньше на 12,5 тыс. т, а в 1991 она снижается на 79,2 тыс.т. Эта тенденция сохраняется и в дальнейшем Общая характеристика фонда скважин У1П горизонта с 1991 г по 2001 г. представлена в табл 1, а динамика фонда скважин за эти годы показана в табл.2. Из этой таблицы видно, что число действующих добывающих скважин уменьшается вплоть до 2000 г до 57 единиц, затем в 2001 г. происходит увеличение фонда на 38 скважин. Число действующих нагнетательных скважин с 1991 по 2001 г.г. снизилось вдвое. Основными причинами выбытия скважин является их плохое техническое состояние, а также отложения в добывающем оборудовании парафина, солей; во многих случаях образуются стойкие и вязкие водонефтяные эмульсии, значительна и коррозия подземного оборудования. Рассмотрены основные методы борьбы с указанными осложнениями и даны практические рекомендации.
В настоящее время добывающие скважины эксплуатируются УСШН, а особенности их эксплуатации сводятся к следующему:
1 Большие глубины спуска насосов вследствие невысоких забойных давлений.
2. Отрицательное влияние свободного газа на приеме насосов, приводящее к низким коэффициентам наполнения насосов и подачи.
3. Влияние отложений парафина и солей в глубинном оборудовании, что резко снижает эффективность работы УСШН.
4. Высокая вязкость добываемой продукции, как правило, водонефтяной эмульсии и ее коррозионная активность.
Таблица 1.
Общая характеристика фонда скважин VIII горизонта.
№ пп Годы Параметры 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
1 Фонд добывающих скважин, шт 216 220 223 222 222 221 218 202 205 206 219
2 Фонд действующих добывающих скважин, ил- 177 200 143 95 163 133 108 77 62 57 95
3 Фонд нагнетательных скважин, шт. 83 86 94 98 96 98 99 83 90 93 98
4 Фонд действующих нагнетательных скважин, шт 50 64 45 40 57 45 38 17 15 18 25
5 Коэффициент эксплуатации фонда скважин, д ед 0,94 0,79 0,98 0,99 0,76 0,78 0,79 0,99 0,98 0,99 0,74
6 Коэффициент использования фонда скважин, д.ед. 0,82 0,91 0,64 0,43 0,73 0,60 0,49 0,38 0,30 0,28 0,43
7 Средний дебит по нефти, т/сут 5,9 5,0 4,3 3,5 3,1 3,1 3,0 4,0 4,2 5,1 5,5
8 Средний дебит по жидкости, т/сут 10,7 9,0 8,3 6,4 5,1 5,2 4,5 5,5 6,4 8,2 7,9
9 Приемистость нагнет, скважин, м3/сут 120,0 102,7 82,0 73,2 91,0 77,0 67,0 134,4 175,0 96,9 73,0
10 Среднее давление на забоях добывающих скважин, МПа 11,7 12,3 11,5 11,4 11,2 11,0 10,8 11,3 11,4 11,2 11,1
Таблица 2
Динамика фонда скважин VIII горизонта.
№ Показатели 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
1 Фонд добывающих 216 220 223 222 222 221 218 202 205 206 218
скважин, шт.
вт.ч действующие 177 200 143 95 163 133 108 77 62 57 94
из них: фонтанные 6 4 4 1 1 1 1 1 0 0 0
газлифтные 28 26 19 16 12 7 0 0 0 0 0
ШГН 143 170 120 78 150 125 107 76 62 571 94
Бездействующие 39 20 80 127 59 88 110 125 143 49 124
В освоении после
бурения 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0
Ликвидировано 24 25 25 27 28 28 28 28 30 30 30
В консервации 35 4 74 0 0 0 0 33 21 17 0
2 Фонд нагнетательных 83 86 94 98 96 98 99 83 90 93 98
скважин, шт
втч действующие 50 64 45 40 57 45 38 17 15 18 25
бездействующие 23 22 49 58 39 53 61 66 75 75 73
В освоении после 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0
бурения
3 Ввод добыв скважин из 20 6 8 0 2 1 1 0 0 0 0
бурения за год, шт
4 Ввод нагнет, скважин из 0 1 3 0 4 0 0 0 0 0 0
бурения за год, шт
5 Общий фонд скважин, 323 331 342 347 346 347 345 346 346 346 346
шт.
Большие глубины спуска насосов приводят к необходимости применения более мощного наземного оборудования (при малых дебитах скважин!). Реализуемые режимы работы установок (в и п) приводят к высоким скоростям откачки, к частым поломкам штанг и интенсивному износу глубинного насоса
Вредное влияние свободного газа не только приводит к снижению коэффициента наполнения насоса, но зачастую, и к срыву подачи. Отложения парафина и солей блокируют нормальную работу газозащитных якорей, забивают хвостовики, клапаны насосов, трубы и наземные коммуникации. Отложения парафина и солей на штангах приводят к увеличению нагрузок на головку балансира станка-качалки и к обрывам штанг.
Интенсивной коррозии подвергаются НКТ и штанги. Осыпающиеся с труб и штанг продукты коррозии попадают в глубинный насос, приводя к заклиниванию плунжера и забиванию нагнетательных клапанов.
Увеличение обводнения продукции скважин усиливает не только саму коррозию, но и увеличивает количество образующихся солей. Ухудшаются смазывающие свойства продукции и более интенсивно изнашиваются насос, трубы и штанги. При этом образуется стойкая и вязкая водонефтяная эмульсия, увеличиваются нагрузки на головку балансира и снижается КПД глубиннонасосной установки.
Серьезная проблема при выработке запасов VIII горизонта связана с малодебитным фондом скважин (по существующей классификации к малодебитному фонду относятся скважины, дебит которых по нефти менее 5 т/сут). На настоящий момент малодебитный фонд составляет 48 единиц или 50% от добывающего действующего фонда. Малодебитный фонд расположен на слабо дренируемых участках, в которых находятся в настоящее время значительные промышленные запасы невыработанной нефти, в связи с чем эти участки представляют большую значимость.
Малодебитный фонд скважин по продуктивной характеристике неоднороден и может быть разделен на 2 категории:
1 скважины, которые по геолого-физическим параметрам дренируемых зон не должны были бы быть малодебитными, т.к. расположены в зонах с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами, о чем говорит средний начальный дебит этих скважин по нефти, равный 21,1 т/сут. Анализ показывает, что таких скважин 20 или 42%. В накопленной добыче нефти на эти скважины приходится 65%,
2 - скважины с начальными дебетами нефти менее 10 т/сут; таких скважин 28 или 58%. Из этого количества скважин 12 единиц (32%) являются действительно малодебитными, начальные и текущие дебиты которых по нефти не превышают 5 т/сут.
Таким образом, большее количество скважин (36 единиц) не являются малодебитными изначально, а стали таковыми в процессе разработки VIII горизонта данного месторождения.
Можно выделить следующие причины существования малодебитного фонда скважин:
- геологического характера (объективная причина);
- технологического и организационно-технического характера (субъективные причины).
Анализ показывает, что только 10 скважин (21%) из фонда малодебитных скважин связаны с геологическими причинами: попадание скважин в низкопроницаемые зоны, а также в зоны с прерывистым строением коллектора.
Наибольшая группа малодебитных скважин связана с субъективными причинами:
- несоблюдение технологии бурения и некачественное вскрытие пласта;
- нарушения в процессе вызова притока и освоения, а также в процессе пробной эксплуатации;
- недостаточность или отсутствие обработок призабойных зон скважин с целью сохранения и увеличения начальной продуктивности скважин;
- осложненные условия эксплуатации скважин
Одной из наиболее существенных причин снижения продуктивности скважин является эксплуатация скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения. Эта причина в конечном итоге приводит к ситуации, когда весь добывающий фонд становится малодебитным Реализуемая на объекте система ППД заводнением далека от эффективной.
Все вышеизложенное привело к тому, что к настоящему времени значительным стал бездействующий фонд. Так, в период 1999-2000 годы в бездействии находилось около 70% фонда добывающих скважин и более 80% фонда нагнетательных скважин. Увеличение фонда бездействующих скважин связано не только с объективными причинами (осложнение условий эксплуатации, старение скважин, коррозия оборудования), но и с субъективными (система хозяйствования - максимизация прибыли) и, как следствие, недостаток материально-технических средств, оборудования и снижение дорогостоящих подземных и капитальных ремонтов скважин.
На основании вышеизложенного сделаны следующие основные выводы:
1. Состояние эксплуатационного фонда VIII горизонта месторождения Жетыбай во времени ухудшается, что существенным образом влияет на эффективность разработки объекта.
2. Добывающий фонд скважин эксплуатируется установками скважинных штанговых насосов при значительных осложнениях, приводя к постоянно увеличивающемуся фонду малодебитных и бездействующих скважин. Четвертая глава посвящена исследованию основных особенностей
выработки запасов при эксплуатации добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения нефти газом, являющихся одной из главных причин низкой эффективности разработки VIII горизонта месторождения Жетыбай. Установлено, что при этом происходит частичное разгазирование нефти в пористой среде, вследствие чего изменяются во времени как текущая газонасыщенность нефти, так и давление насыщения и другие параметры нефти. Незнание текущей газонасыщенности пластовой нефти, давления насыщения и других параметров осложняет эксплуатацию скважин в связи с невозможностью проведения расчетов по выбору необходимого
глубиннонасосного оборудования и установления оптимальных режимов его работы, а также системы сбора и подготовки скважинной продукции.
Разработана методика расчета газонасыщенности, давления насыщения и плотности газонасыщенной нефти по единственному достоверно определяемому экспериментально параметру - плотности дегазированной нефти
В аналитическом виде полученные взаимосвязи записываются так: - плотность газонасыщенной нефти рк
рм = А-В(С -/,„„), (1)
где А, В и С - числовые размерные коэффициенты, зависящие от плотности дегазированной нефти, кг/м3;
рн0 - плотность дегазированной нефти, кг/м3.
Например, для плотности дегазированной нефти 840< рн0 < 900 кг/м3 зависимость (1) имеет вид:
= 880 -2,167 (900-/>„„)• (2)
Зависимости получены для диапазона изменения 790<рм < 1000 кг/м3. На основании обработки зависимости плотности газонасыщеной нефти от газонасыщенности 00 [м'/м3] для более, чем 1000 нефтяных месторождений бывшего СССР, получена следующая зависимость:
рм = ООо", (3)
где О - числовой размерный коэффициент, зависящий от величины О0, кг/м3, х - показатель степени.
Например, для газонасыщенности пластовой нефти 10<Со<100м3/м3 зависимость (3) записана в виде:
Рю = 1090/ С00,0822. (4)
Используя совместно, например, зависимости (3) и (4) получаем-
лО.0822 Ю90
880 - 2,167(900 -р^)
(5)
Таким образом, зависимость (5) может быть использована для расчета текущей газонасыщенности пластовой нефти по данным плотности дегазированной нефти.
В соответствии с законом Генри между газонасыщенностью С0 и давлением насыщения Рнш существует зависимость, которая доя большинства нефтегазовых месторождений бывшего СССР позволяет записать взаимосвязь между С0 и Р1ШС в интервале 25< С0 < 600 м3/м3 в виде:
Р^ = 12,5 + 0,05 (G. - 25) [МПа]. (6)
Расчеты по разработанной методике для VIII горизонта дают (при экспериментально определенной плотности дегазированной нефти рнд = 849 кг/м3):
по формуле (2) рт= 880 - 2,167 (900-849) = 769,5 кг/м3,
по формуле (5) , откуда G0 = 68,9 м3/м3,
769,5
по формуле (6) Р^ = 12,5 + 0,05 (68,9 - 25) = 14,7 МПа.
Определенные экспериментально величины соответственно составляют.
рт- 765 кг/м3; G„ = 69 м3/м'; Рнас =14,6 МПа, т.е. ошибка расчета составляет: для р„, - 0,15%; для Р,]ас - 0,6%; для G0 - 0,14%, что вполне допустимо.
Таким образом, разработанная эмпирическая методика расчета текущих основных свойств пластовой нефти после ее частичной дегазации VIII горизонта месторождения Жетыбай обладает достаточно высокой точностью и может быть рекомендована к использованию.
В этой же главе разработана полуэмпирическая методика расчета основных свойств частично дегазированной пластовой нефти, в основе которой лежит строгая теоретическая зависимость плотности пластовой нефти рк от объемного коэффициента нефти в„, р„д, платности растворенного в нефти газа p¿ и G„:
(Prt+Pfi,). (7)
вн
Получены эмпирические выражения в„ -J(O0), а также зависимости плотности растворенного в нефти газа в функции содержания в газе метана и азота. Кроме этого, найдены эмпирические взаимосвязи между объемным содержанием в газе азота, давлением насыщения Рте и газонасыщенностью G0, а также взаимосвязи объемного содержания в газе азотам и метанаум.
Данная методика также обладает высокой точностью и рекомендована для практического использования. Результаты экспериментального и расчетного определения свойств нефти VIH горизонта месторождения Жетыбай представлены в табл.3.
Таблица 3.
Результаты экспериментального и расчетного определения свойств пластовой нефти VIII горизонта месторождений Жетыбай
Параметры Экспе| зимент Расчет % ошибки
Р^Рис Р«б<Р«с Рц*£Рнас Рзаб ^ Рнас при Р™<Р«С
1 2 3 4 5 6
Давление насыщения Р^, М11а 18,9 14,6 - 14,7 0,6
Газонасыщенность во, м'/м3 87,5 69 - 68,9 0,14
Плотность газа рг, кг/м1 - 1,074 - 1,08 0,5
Объемный коэффициент нефти в„ 1,3* 1,25* 1,26 1,21 3,0
Содержание в газе азота у„, % 4-И - 6,0 5,0 -
Содержание а газе метана ут% 62-67 - 61,2 67,65 -
Плотность газонасыщенной нефти рн, кг/м' 735 765 732,6 769,5 0,6
Плотность дегазированной нефти рш, кг/м3 833 849 - - -
♦Экспериментально определенный объемный коэффициент нефти нуждается в повторном определении, т.к. при данных значениях нарушается уравнение (7)
Таким образом, решена важная практическая задача расчета текущих свойств пластовой нефти после ее частичной дегазации в VIII горизонте месторождения Жетыбай.
До настоящего времени среди специалистов нет единого мнения относительно пределов снижения забойного давления при эксплуатации скважин, а также относительно продолжительности эксплуатации скважин на таких режимах без отрицательных последствий для энергетического состояния разрабатываемого объекта и конечного коэффициента нефтеотдачи. Одним из основных вопросов при этом является оценка радиуса двухфазной фильтрации (нефть-газ) при снижении забойного давления РМб ниже давления насыщения Рмс.
В работе рассмотрена зона дренирования, в части которой реализуется двухфазная фильтрация. Исходя из различных подходов к оценке радиуса зоны двухфазной фильтрации Ядф, получены различные решения, одно из которых для гидродинамически совершенной скважины таково:
—(Л- -г* Я, -(/>„ -Л» г, ________
* , (8)
где е, - гидропроводность всей зоны фильтрации от контура питания с радиусом Як до скважины с радиусом гс,
е? - гидропроводность зоны двухфазной фильтрации от Ядф до гс, Рпл, Рзаб, Рню - соответственно, пластовое, забойное и давление насыщения. Для гидродинамически несовершенной скважины необходимо вместо гс использовать приведенный радиус скважины г„р.
Количественная оценка радиусов двухфазной фильтрации в скважинах УШ горизонта при Рщ, > Р„ас составляет от 8 до 20 м в зависимости от снижения Ри6. Учитывая, что на определенных временных интервалах пластовое давление снижалось ниже давления насыщения, объем двухфазной фильтрации в УШ горизонте соизмерим с дренируемым объемом, о чем говорят результаты исследования скважин и текущее состояние разработки
В диссертации исследовано соотношение е2 / £/, е3 / £/ и е2 / с} {е3 -гидропроводность зоны однофазной фильтрации). Установлено, что при эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения соотношение гидропроводностей призабойной и удаленной зон оказывают существенное влияние на эффективность выработки запасов, а к обработкам призабойных зон таких скважин (ОПЗ) с целью увеличения их проницаемости следует подходить чрезвычайно осторожно.
Установлено, что увеличение проницаемости призабойной зоны скважины, эксплуатирующейся при Ри6 < Р„ас, при прочих неизменных условиях приводит к увеличению радиуса зоны двухфазной фильтрации со всеми вытекающими отсюда отрицательными последствиями.
Получена зависимость для расчета радиуса зоны двухфазной фильтрации после ОПЗ Ядфг:
где Идфь ЯДф2 - соответственно радиус двухфазной фильтрации до ОПЗ и после
е1,е'1 - гидропроводность призабойной зоны скважины после ОПЗ и до ОПЗ. На основании проведенных исследований даны рекомендации по оптимальным условиям и параметрам проводимых обработок призабойных зон скважин с целью недопущения снижения эффективности выработки запасов и коэффициента нефтеотдачи.
1. Некоторые проектные решения, принятые в различных документах, не были достаточно обоснованными для принципиальных параметров. Так, проектные забойные давления в добывающих скважинах предполагались от 12 до 15,5 МПа при давлении насыщения в 18,9 МПа; давления на устье нагнетательных скважин - от 14,5 до 17 МПа, что соответствует забойным давлениям 35-38 МПа при боковом горном давлении порядка 45 МПа. Таким образом, проектные забойные давления как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах занижены.
(9)
ОПЗ,
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
Фактическая разработка объекта велась при снижении забойного давления в добывающих скважинах до 10,8 МПа (0,57 Рте !), т.е. до критической величины; фактические забойные давления в нагнетательных скважинах составляли 30-32 МПа. Именно эти решения и дальнейшая их реализация привели к низкой эффективности разработки VIII горизонта.
2. Длительная эксплуатация добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения привела к развитию режима растворенного газа, снижению дебитов скважин, а значительное по времени отставание закачки воды с целью ППД привело к снижению эффективности выработки запасов VIII горизонта месторождения Жетыбай.
3 Предложена методика расчета эффективности закачиваемой в залежь воды, позволяющая проводить оценку объема замещающей воды, вторгшейся в освобождаемый нефтью объем пористой среды. Расчеты, проведенные по данной методике за период времени с 1991 г. по 2001 г., показали низкую эффективность закачиваемой воды (0,141^0,415), которая составляет, в среднем, 0,275, т.е. значительный объем закачиваемой воды идет на сжатие газа и отток в область питания.
4 Состояние эксплуатационного фонда скважин VÏÏI горизонта во времени ухудшается. Так, коэффициент использования фонда скважин составляет в настоящее время около 0,5. При превышении фактического фонда скважин в сравнении с проектным снижается эффективность выработки запасов; неуклонно снижается дебит скважин по нефти (с 8,9 т/сут до 2,4 т/сут), что кратно ниже проектных величин.-За период с 1991 по 2001 г. фактический годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,03% при проектной величине 2,13%. Малодебитный фонд превышает 50%, постоянно увеличивается фонд бездействующих скважин.
5. Длительная разработка объекта на режиме растворенного газа привела к ухудшению свойств добываемой нефти и существенно усложнила контроль за выработкой запасов. На сегодня отсутствуют рекомендации по расчету свойств пластовой нефти в условиях ее частичной дегазации. Разработаны эмпирическая и полуэмпирическая методики расчета свойств нефти VIII горизонта при ее частичной дегазации, позволяющие для любого времени и любой скважины рассчитывать эти свойства при минимальном количестве исходной достоверной информации: плотности дегазированной нефти.
6. Предложены методы оценки размеров зон двухфазной фильтрации и установлены основные закономерности влияния этих зон на эффективность выработки запасов Показана отрицательная роль изменения пластового давления, в том числе и за счет ППД при эксплуатации добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения.
7. Установлены условия эффективности обработок призабойных зон скважин, эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения и показаны пути повышения эффективности выработки запасов в этом случае.
Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:
1. Нурумова С.Ж. Оценка эффективности объемов закачки воды в пласт на месторождении Жетыбай. // Тезисы научно-технической конференции, г.Актау, 16.06.2002 г.// Акгау, 2002г.
2 Нурумова С.Ж. Выбор и анализ участков для оценки выработки VIII горизонта месторождения Жетыбай.// Тезисы 2-ой международной конференции, г. Астрахань, 1-3.10.2003 г.//Астрахань, 2003 г.
3. Нурумова С.Ж. Изучение результатов применения очагового заводнения на месторождении Жетыбай.// Тезисы международной конференции «Инженерное образование и наука в XXI веке», г.Апматы, 25-25.09.2004г.// Алматы, 2004 г.
4. Мищенко И.Т., Нурумова С.Ж. Расчет основных свойств пластовой нефти при ее частичной дегазации в пористой среде.// Нефть, газ и бизнес, № 1, 2005г.// Москва, 2005г.
5. Мищенко И.Т., Нурумова С.Ж. Некоторые особенности разработки нефтяных месторождений при эксплуатации добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения нефти газом.// Нефть, газ и бизнес, №1, 2005г.// Москва, 2005г.
№20 0 80
РНБ Русский фонд
2006-4 20767
Подписано в печать 28.09.2005г.
Формат издания 60x84 1/16 Объем 20 стр., 1 печатный лист Тираж 100 экз. Заказ № 66 Отпечатано в редакционно-издательском отделе АктГУ им. Ш.Есенова г.Актау, 27 мкр.
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Нурумова, Сара Жакиповна
стр.
ВВЕДЕНИЕ.2
1. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙ.4
1.1. Общие сведения о месторождении.4
1.2. Стратиграфия.4
1.3. Тектоника.6
1.4. Свойства пород-коллекторов.9
1.5. Нефтегазоносность.12
1.6. Свойства дегазированной нефти.12
1.7. Запасы нефти и газа.13
1.7.1. Запасы по VIII горизонту.14
1.8. Геологическое строение и характеристика VIII-го горизонта.15
1.8.1. Подгоризонт VIIIa+б.16
1.8.2. Подгоризонт VIIIb.17
1.9. Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов VIII горизонта.18
1.9.1. Физико-химический свойства пластовых нефти и газа.21
1.9.2. Физико-химические свойства воды.23
2. РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ VIII ГОРИЗОНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙ.25
2.1. Анализ основных технологических показателей разработки.27"
2.2. Анализ энергетического состояния VIII горизонта.37
2.2.1. Методика расчета эффективности закачиваемой в залежь воды при ППД.42
2.2.2. Численная оценка эффективности закачки воды.44
2.2.3. Основные причины низкой энергетической эффективности выработки запасов VIII горизонта.45
2.3. Состояние системы контроля за разработкой VIII горизонта.48
2.3.1. Контроль за режимом эксплуатации скважин.49
2.3.2. Состояние контроля гидродинамическими методами.50
2.3.3. Контроль за разработкой геофизическими методами.50
2.4. Осложнения в процессе эксплуатации скважин.52
3. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ФОНДА СКВАЖИН И ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ, ОСЛОЖНЯЮЩИЕ ЕГО ЭФФЕКТИВНУЮ РАБОТУ.56
3.1. Общая характеристика эксплуатационного фонда скважин и его динамика.56
3.2. Анализ фонтанной и газлифтной эксплуатации скважин.66
3.3. Анализ эксплуатации скважин штанговыми насосными установками.70
3.4. Реальная ситуация с малодебитным фондом скважин.71
3.5. Анализ состояния бездействующего фонда скважин.76
4. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН С ЗАБОЙНЫИМИ ДАВЛЕНИЯМИ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ. 80
4.1. Эмпирическая методика расчета газонасыщенности, давления насыщения и плотности газонасыщенной нефти. 80
4.2. Полуэмпирическая методика расчета основных свойств частично дегазированной пластовой нефти. 85
4.3. Оценка радиуса зоны двухфазной фильтрации нефти и газа при эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения. 89
4.4. Влияние изменения проницаемости (проводимости) призабойных зон скважин на эффективность выработки запасов при двухфазной фильтрации. 102
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Особенности разработки VIII горизонта месторождения Жетыбай при эксплуатации добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения"
^ Крупное многопластовое нефтегазовое месторождение Жетыбай открытов 1961 году, промышленная добыча нефти и газа начата в 1969 году.
Первым проектным документом стала технологическая схема разработки, составленная в 1974 г. ВНИИ для V, VI и VIII горизонтов, предусматривающая внутриконтурное нагнетание воды в нефтяные и нефтегазовые зоны.
За время, прошедшее после утверждения технологической схемы, выявлен ряд факторов, осложняющих разработку залежей и эксплуатацию скважин. Кроме того, изменилось представление о характере насыщения пластов углеводородами.
К 1982 г. были уточнены запасы нефти и газа, обоснованы коэффициенты нефтеотдачи пластов на базе новых представлений о геологическом строении месторождения.
В 1982 г. институтом «КазНИПИнефть» составлен «Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай», который был утвержден центральной комиссией по разработке в 1984 г.
К сожалению, и этот проект обладает определенными недостатками, осложнившими выработку запасов.
В диссертации рассмотрен один из крупных эксплуатационных объектов - VIII горизонт месторождения Жетыбай, балансовые запасы которого составляют почти 15% от балансовых запасов всего месторождения.
Сложное как по геологическому строению, так и по свойствам насыщающих флюидов, месторождение Жетыбай представляет несомненный научный интерес и анализ реализации принятых решений на стадии составления технологической схемы и проекта разработки позволит оценить их обоснованность и адекватность реальным условиям. Еще больший, но уже (ф практический интерес представляет реализация выработки запасов иотклонения принятых решений.
Очевидно, что некоторые принятые решения не являются достаточно обоснованными, в частности, давление на устье нагнетательных скважин в 14,5-17,0 МПа, но еще менее обоснованными являются забойные давления в добывающих скважинах: в начале разработки 15,0-15,5 МПа (при давлении насыщения 18,9 МПа), в настоящее время 12,0-12,5 МПа (при давлении насыщения 14,6 МПа). Как показала практика разработки месторождений в юрских отложениях, снижение забойного давления в добывающих скважинах ниже давления насыщения является недопустимым [7], приводя к трансформации напорного режима в режим растворенного газа, что сегодня наблюдается примерно на 80% всей площади VIII горизонта месторождения Жетыбай.
Этап пробной эксплуатации (1967-1974 годы) реализован на естественном режиме (т.к. поддержание пластового давления закачкой воды отсутствовало). Уже на этом этапе начальное пластовое давление (к началу 1975 г.) упало до 18,5 МПа и стало в дренируемом объеме меньше давления насыщения18,9 МПа.-При-Этом,-Этап,пробной эксплуатации не дал серьезной информации о разрабатываемом объекте.
Этап промышленной эксплуатации (с 1975 г. по настоящее время) показал несоответствие между фондом эксплуатационных скважин, добычей нефти и закачкой воды в сравнении с проектными показателями и выявление причин этого является бесспорно актуальным.
1. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙ1.1.0бщие сведения о месторожденииМесторождение Жетыбай расположено в западной части полуострова Мангышлак и по административному подчинению входит в часть Каракиянского района Мангистауской области Республики Казахстан. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются поселок Жетыбай, районный центр Курык, город Новый Узень, город Актау.
Район представляет собой слабобезхолменное обширное плато, которое погружается в юго-западном направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 до 170 метров.
Преобладают ветры северо-восточного направления. Глубина промерзания грунта достигает одного метра.
Глубокими разведочными скважинами на месторождении вскрыта трехкилометровая толща осадочных пород от верхнетриасового до четвертичного возраста, из которой отложения юрской системы являются промышленно-нефтеносными.
Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами. Отложения юры характеризуются чередованием прослоев песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов общей толщиной 1300 метров. Толщина отложений нижней юры 100-120 м. Среднеюрский отдел состоит из отложений ааленского, байосского и батского ярусов.
В разделе ааленского яруса выделены XIII и XII горизонты. Общая толщина отложений 165-200 м.
Отложения ааленского яруса представлены гравийно-песчаной толщей с подчиненными прослоями и линзами глинисто-алевролитовых и аргиллитовых пород.
Байосский ярус характеризуется равномерным чередованием глин, песчаников и алевролитов, невыдержанных по площади. В этом ярусе выделены XI, X, IX, VIII, VII продуктивные горизонты. Общая толщина отложений байосского яруса 335-365 м.
Батский ярус представлен чередованием мощных песчаных и алевролитовых пачек с маломощными-глинистыми- прослоями. В этом ярусе выделены VI, V, IV, III продуктивные горизонты. Общая толщина яруса равна 225 м.
Верхнеюрский отдел состоит из келловейского, оксфордского и ьсиммериджского ярусов. Отложения келловейского яруса представлены толщей глин с подчиненными прослоями песчано-алевролитовых пород, в нижней части которых выделяются II и I продуктивные горизонты. Общая толщина яруса — 87-113 м. Оксфордский ярус представлен толщей глинисто-карбонатных пород с преобладанием глин в нижней части разреза. Общая толщина яруса равна 250-260 м. Отложения киммериджского яруса представлены толщей мелкокристаллических, доломитизированных известняков с прослоями мергелей, доломитов, глин, алевролитов и мелкозернистых песчаников. Общая толщина яруса составляет 80-93 м.
Отложения меловой системы общей толщиной 1200 м, с резким угловым несогласием залегают на размытой поверхности юрских пород.
Отложения палеогеновой системы, общая толщина которых 168-203 м, с резким угловым несогласием залегают на размытых поверхностях меловых пород.
Отложения неогеновой системы толщиной 100-125 м, с размывом и угловым несогласием залегают на палеогеновых породах.
В верхней части разреза залегают глины, пески и суглинки четвертичных отложений толщиной 5-10 м.
1.3. ТектоникаМесторождение Жетыбай расположено в пределах Южно-Мангышлакского прогиба, характерной особенностью которого является разобщение его зонами поперечных поднятий на несколько глубоких впадин. На северном борту прогиба расположены Жетыбай-Узеньская и Кокумбайская тектонические ступени, южной границей которых является глубинный разлом.
На Жетыбай-Узеньской тектонической ступени все выявленные структуры- являются ассиметричными- брахиантиклинальными складками с пологими северными и крутыми южными крыльями, с зауженными западными и более широкими восточными периклиналями. На всех изученных структурах отмечается ундуляция осей. Все структуры являются унаследованными, так как фиксируется почти полное совпадение их структурных планов по отдельным горизонтам.
В тектоническом отношении месторождение Жетыбай представляет собой крупную, пологую, ассиметричную брахиантиклинальную структуру, вытянутую в субширотном направлении.
В пределах продуктивной толщи с глубиной увеличиваются углы падения крыльев структуры от 2 градусов 30 минут до 5 градусов 30 минут и уменьшаются ее размеры.
Детальное изучение продуктивных отложений Жетыбайского месторождения, особенности распределения нефти и воды по площади позволяют предположить, что в пределах Жетыбайского поднятия, видимо,имеется ряд тектонических нарушений как продольного, так и поперечного направления. В частности, предположение сделано на основании характера нефтегазонасыщения VI, XI и XIII продуктивных горизонтов. Предполагаемое тектоническое нарушение широтного простирания было выявлено в процессе изучения причины изменения положения отметок водонефтяного контакта (ВНК) по залежи подгоризонта VI6 в районе западной периклинали поднятия. Пересечение этого участка серией поперечных профилей показало, что между скважинами 507-875, 878-511, 59-655, 655-443, 203-431 проходит малоамплитудное тектоничское нарушение, разделяющее обособленную, литологически экранированную залежь на два блока: северный и южный, с водонефтяным контактом, соответственно, на отметках 1856 и 1848 м. Амплитуда нарушения по VI горизонту составляет 8м. По нижележащим горизонтам она несколько увеличивается, достигая 10-12 м. Это нарушение простирается на сравнительно небольшое расстояние и пересекает контур нефтеносности залежей продуктивных горизонтов только в одном месте - на запаДйой периклинали.
На фоне общего подъема передовой части Жетыбайского поднятия, особенно по верхним горизонтам, довольно четко выделяются две поперечные флексуры, которые как бы делят площадь месторождения на три участка: восточный, основной по размеру, западный и разделяющий их сравнительно узкий, средний.
Ниже по разрезу, в XI-горизонтах эти флексуры, видимо, переходят в разрывные тектонические нарушения.
По данным промысловой геофизики, анализа характера песчаных пластов и песчано-глинистых горизонтов выявлена закономерность: песчаные пласты, даже при относительно хорошей коррелируемости на различных участках площади месторождения, могут включать залежи нефти с самостоятельными газонефтяными контактами.
Наиболее четко в разрезе горизонта выдерживается песчано-глинистая пачка Б. Исходя из условий ее повсеместного развития, все песчаные пластыпачки должны быть гидродинамически связаны. Тем не менее, на западном участке продуктивные коллектора пачки Б продуктивны до абсолютной отметки - 2142 м; на среднем участке они обводнены, хотя кровля коллекторов отбивается здесь на высоких гипсометрических отметках (скв.№ 490 - 2130,7 м), а далее, на основном, восточном участке, песчаники пачки Б снова становятся продуктивными.
Отмечаемая по XI горизонту особенность в размещении залежей в определенной степени наблюдается и по XIII горизонту, песчаные пласты которого распространены по всей площади месторождения. Здесь все скважины, расположенные на западном и среднем участках, до линии скважины 470-455 вскрыли в XII горизонте водоносные пласты, хотя кровля коллектора отбивается здесь на высоких гипсометрических отметках (2252,4 м в скв.№630, 2261,7 м в скв.№ 492). В то же время, по данным опробования и промыслово-геофизическому материалу, на восточном участке водонефтяной контакт определен на отметках - 2276-2280 метров. Думается, что подобное положение- ВНК- в. залежи, в. XIIL горизонте контролируется поперечным тектоническим нарушением, проходящим между скважинами 492-460. Амплитуда его порядка 10-15 м. Ранее предполагалось, что в залежи XIII горизонта наклонное положение ВНК с запада на восток с разницей отметок в 20 м. Однако, при нормальной высоте залежи 30 м и при установленном движении пластовых вод с севера на юг в этом водоносном комплексе, такой значительный наклон ВНКс запада на восток представляется маловероятным.XII горизонт, залегающий между XI и XIII, естественно, также должен пересекаться предполагаемыми тектоническими нарушениями, однако привести какие-либо достаточно обоснованные данные, подтверждающие их наличие, пока не представляются возможными. Хотя отметка начального ВНК по залежи XII горизонта колеблется в пределах - 1213-2244 м, при этом не наблюдаются какие-либо закономерности ее изменения относительно границ блоков.
Косвенным признаком возможного существования тектонических нарушений является показатель динамики изменения пластового давления на первом этапе эксплуатации залежи, т.е. до начала закачки воды. На картах изобар этого периода отмечалось падение пластового давления на восточном участке залежи в зонах максимального отбора до 18 МПа (при начальном пластовом давлении 24 МПа), в тоже время на западном участке среднее пластовое давление практически не изменилось. На среднем участке пластовое давление изменялось медленно. Все это свидетельствует о затрудненной гидродинамической связи различных участков залежи XII горизонта.
В частности, практически по всем картам изобар, составленным до начала закачки воды, отмечается два участка с самостоятельным распределением изобар. Граница между ними приурочена к району расположения сква.№ 92, т.е. к тому же участку, где предполагается наличие тектонического нарушения.
Таким образом, изучение геолого-промыслового материала по Жетыбайскому месторождению указывает на возможность наличия трех малоамплитудных тектонических нарушений: одного продольного и двух поперечных.
1.4. Свойства пород-коллекторовТерригенные породы-коллекторы продуктивных горизонтов месторождения Жетыбай характеризуются разнообразиемлитологопетрографических свойств. Полимиктовый состав, угловатая форма зерен, их неотсортированность, смешанный состав цемента обуславливают сложную структуру порового пространства песчаных и алевролитовых пород продуктивных горизонтов. Особо следует отметить присутствие в коллекторах значительных количеств глинистого материала как в рассеянном виде, так и в форме отдельных прослоев. Это, как известно, оказывает существенное влияние на коллекторские свойства.
По литологическим признакам и вещественному составу пород весь комплекс вскрытых отложений продуктивной юрской толщи условно подразделяется на две части: верхний и нижний.
К верхней части относятся коллекторы I-XI горизонтов, которые характеризуются большой глинизацией и преобладанием мелкозернистых песчаников и алевролитов. По минеральному составу породы этой части разреза имеют полимиктовый характер (кварц, полевые шпаты, гидрослюда, хлориты).
Для второй, нижней части разреза, куда входит XII-XIII горизонты, характерно превалирующее содержание в породах кварца. На долю полевых шпатов и обломков других минералов приходится всего 15-25 м толщины. С изменением вещественного состава пород наблюдается возрастание размера зерен.
Существенно различаются части разреза и по характеру цементного материала. В верхней части он преимущественно глинистый, в нижней -регенерационно-кварцевый.
Коллекторы, содержащие нефть и газ, представлены песчаниками и алевролитами. Песчаники, как правило, мелко и среднезернистые, реже крупнозернистые.
Алевролиты по минералогическому составу ничем не отличаются от песчаников, но в общем их глинистость и карбонатность увеличивается по сравнению с песчаниками.
В верхней части разреза (I-XI горизонты) в коллекторах присутствует в значительном количестве глинистый материал. В горизонтах же XII-XIII глинистость резко уменьшается. Нередко здесь встречаются практически чистые песчаники.
В результате сопоставления данных, полученных при изучении физических свойств пластов-коллекторов различными методами, установлены средние значения основных физических параметров, которые были приняты для технологических расчетов в проекте разработки (табл. 1.1).
Таблица 1.1Физические свойства коллекторов горизонтов и подгоризонтов месторождения ЖетыбайГоризонт, Пористость, % Проницаемость, Водонасыщенность, д.ед. подгоризонт в газовой в нефтяной 10"3 мкм2 в нефтяной в газовойзоне зоне зоне зонеIV - 20 78 0,40 Va 19 18,1 60 0,39 0,49Уб,в,г 19,8 18,9/18,8/18,8 115/90/90 0,33/0,41/0,41 0,51Via,б 19,9/19,8 18,9/18,3 65/40 0,40/0,38 0,60/0,48VIIIa+б 18,6 17,7 60 0,39 0,48VTIIB 18,7 18,1 60 0,39 0,48IX 17,8 18,0 78 0,38 0,47X - 18,4 20 0,35 XI - 17,0 69 0,39 XII - 18,0 150 0,30 XIII - 18,3 160 0,39 0,391.5. НефтегазоносностьВ процессе разведочного бурения была установлена нефтегазоносность в отложениях ааленского, байосского, батского, келловейского ярусов среднеюрского и верхнеюрского отделов, в разрезе которых сверху вниз было выделено 13 продуктивных горизонтов, к которым приурочены газовые, нефтяные и нефтегазовые залежи. Некоторые горизонты были подразделены на подгоризонты, индексируемые римскими цифрами и русскими буквами. В I горизонте установлена газовая залежь. В IV, V6, Vr, VII, Ха, Хб, Хв+г, XI, XII подгоризонтах и горизонтах выявлены нефтяные залежи. В И, III, Va, Vb, Via, Vi6, VIIIa+б, VIIIb, Ixa, 1хб, XI, XiB, XIII горизонтах и подгоризонтах выявлены нефтегазовые залежи. Таким образом, в разрезе месторождения Жетыбай вскрыты: I газовая; 12 нефтяных и 13 нефтегазовых залежей.
По анализам глубинных проб попутный газ нефтей V-XII горизонтовлимеет плотность 1,058-1,175 кг/м, содержание метана 62-67%, углекислого газа 0-1,2%, азота 4,04-10,85%.
1.7. Запасы нефти и газаСо времени утверждения в ГКЗ запасов нефти и газа в 1970 году на месторождении Жетыбай пробурено более 300 скважин, получены новые данные, уточняющие строение залежей, их границы, распределение по ним нефтенасыщенных и газонасыщенных мощностей.
При переоценке запасов нефти и газа были использованы утвержденные ГКЗ параметры пористости, газо- и нефтенасыщенности, плотности, пластовых давлений и температур.
Газо- и нефтенасыщенные объемы определялись по вновь построенным картам.
В табл. 1.2 приведены данные о балансовых запасах нефти и газа по месторождению Жетыбай по состоянию на 01.01.04 г.
Небольшое изменение имеется и в запасах свободного газа.
В основе роста запасов свободного газа по подгоризонту VIIIa+б лежит увеличение на 40% (6,7 квадратных километров) площади газоносности и среднего увеличения значения газонасыщенной толщины на 0,6 метров, что составляет 22% от ранее утвержденной.
Рост запасов газа в залежи подгоризонта VIIIb значительно больше. Если исходить из того, что строение залежи этого подгоризонта в какой-то степени идентично тому, которое было при официальном подсчете запасов, то14сравнивая исходные параметры - площадь газоносности и газонасыщенную мощность, можно отметить, что первая возросла на 92% (13,3 км), вторая также увеличилась. Основные показатели разработки VIII горизонта месторождения Жетыбай на 2000 г. представлены в табл. 1.3.
Таблица 1.3Основные показатели разработки VIII-го горизонта месторожденияЖетыбай (2000 г)№ Показатели Ед.изм. Величинап/п 1 Добыча нефти за 2000 год С начала разработки т т 101873 63788362 Добыча жидкости за год т 1509643 Закачка воды за год м3 675214С начала разработки м3 306210724 Коэффициент нефтеизвлечения % 12,815 Темп отбора от оставшихся извлекаемых запасов % / год 0,886 Средний дебит 1-й скв. ШСН, нефть/жидк. т/сут 5,1/8,27 Обводненность % 32,51.8. Геологическое строение и характеристика VIII-го горизонтаРассматриваемый VIII горизонт по всей площади месторождения характеризуется значительной геологической неоднородностью и литолого-фациальной изменчивостью. Общая толщина горизонта изменяется от 48 до 70 м, составляя, в среднем, 60 м.
В 1969 году в разрезе горизонта было выделено три подгоризонта - Villa, VIII6, VIIIb, заключающих самостоятельные залежи, по которым и был проведен раздельный подсчет запасов, утвержденных ГКЗ.
В настоящее время VIII горизонт подразделяется на два пордгоризонта VIIIa+б и VIIIb. В связи с установленными многочисленными случаямислияния ранее выделенных подгоризонтов Villa и VIII6 и их совместным опробыванием на газ в 216 скважинах, залежь подгоризонта рассматривается как единая нефтегазовая залежь.
1.8.1.Подгоризонт VIIIa+бПодгоризонт VIIIa+б расположен по всей площади и представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин, общей толщиной от 11 до 31м, которая, в среднем, составляет 21,5 м.
Степень расчлененности подгоризонта самая различная и не связана с какими-либо определенными участками площади месторождения.Так, имеются скважины, в разрезе которых выделяются до 6 песчано-алевролитовых пластов и есть скважины, где их число сокращается до двух.
Эффективная толщина подгоризонта изменяется в весьма широких пределах от 3,6 до 20 м и, в среднем, равна 8,7 м.
Подгоризонт VIIIa+б заключает пластовую, сводовую нефтегазовую залежь с краевой, водой. Присводовая- часть- поднятия, осложнена, тремя-вытянутыми с северо-запада на юго-восток куполами, из которых два приходятся на основной свод.
Детальной корреляцией в районе западной переклинали (скв. № 653) и южного крыла (скв.№ 68) в законтурной области залежи установлены две небольшие зоны слияния подгоризонта VIIIa+б с вышележащим VII горизонтом. Кроме того, в пределах залежи выявлены две большие зоны замещения коллекторов подгоризонта глинистыми породами (скв.№ 560, 829).
Положение газонефтяного контакта (ГНК) в залежи принято на отметке — 1932 м.
При подсчета запасов (1964г.) положение в залежи ВНК принималось на отметке - 1953 м. В настоящее время положение ВНК несколько уточнилось и принято в среднем на отметке - 1949 м.
Этаж газоносности на залежи составляет - 23 м, нефтеносности -17 м.
Размеры залежи по длинной оси - 16 км, по короткой — 4 км.
В наиболее приподнятой части поднятия выявлены две зоны: нефтегазовая зона вместе с двумя газовыми занимает 63% от всей площади залежи (в том числе нефтяная зона 11%), остальные 37% - водонефтяная зона.
Запасы нефти по залежи распределены следующим образом: на подгазовую зону приходится 56%, нефтяную 15% и водонефтяную 29%.
1.8.2. Подгоризонт VIII вЭтот подгоризонт распространен по всей площади и представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин и от вышележащего подгоризонта VIIIa+б он отделяется не всегда достаточно хорошо выдержанным по площади месторождения глинистым разделом, средней толщиной 11м.
Общая толщина подгоризонта изменяется от 28 до 43,6 м, составляя, в среднем, 35,6 м.
Степень расчлененности примерно одинаковая, однако, следует отметить,.что в разрезах подгоризонта ^Шв чаще встречаются более мощные-монолитные пласты-коллекторы.
Эффективная толщина подгоризонта изменяется от 2,4' до 32 м, в среднем — 14,8м.
Подгоризонт VIIIb заключает пластовую, сводовую нефтегазовую залежь с краевой водой.
Положение газонефтяного контакта установлено на отметке - 1960 м.
Этаж газоносности равен 9 м, нефтеносности - 27 м.
Размеры залежи: длина - 22 километра, ширина 5 километров.
В пределах залежи выявлены две большие зоны замещения коллекторов подгоризонта глинистыми породами (скв.№560, 829).
Нефтегазовая зона довольно обширная и занимает 58% всей площади залежи (нефтяная зона - 8%) и оставшиеся 42 процента приходятся на водонефтяную. Наиболее широкой является газонефтяная зона, ее ширина колеблется в переделах 1000 - 3000 м. Водонефтяная зона имеет ширину 250171500 м, а нефтяная - всего 50-250 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет: по газонефтяной зоне -10 м, водонефтяной - 9 м и нефтяной -7 м.
Объем, занятый нефтью в 4,2 раза превышает объем, занятый газом.
В залежи подгоризонта VIIIb запасы нефти распределяются следующим образом: 53% приходится на газонефтяную зону, 41 процент на водонефтную и только 6 процентов на нефтяную.
От нижезалегающих продуктивных отложений ЕХ горизонта залежь подгоризонта VIIIb отделена глинистыми разделами средней толщиной 6-10 м.
В табл. 1.4 приведена сводная характеристика объектов разработки месторождения Жетыбай, а в табл. 1.5 - показатели неоднородности подгоризонтов VTIIa+б и VIIIb.
Таблица 1.5Показатели неоднородности подгоризонтов VIIIa+6 и VIIIbГоризонт Кол-во скв., Коэф.песчанистости К„ Коэф.расчлененностй Кр использованное Сред.знач., Коэф. Сред.значение Коэф.для д.ед. вариации, % д.ед. вариации, %определения VIIIa+б 160 0,40 33 3,1 57VIIIb 160 0,43 32 4,3 391.9.Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов VIII горизонтаНа основе результата анализа проб была выполнена оценка состава физико-химических свойств пластовых жидкостей и газов. Полученные материалы позволили выявить закономерности изменения параметров нефти от условий залегания. В сводовых частях сосредоточена нефть с предельной насыщенностью газом и максимальным газосодержанием. В направлении к крыльевым участкам возрастает степень водонасыщенности и уменьшается величина газосодержания. Диапазон изменения значителен. Параметры нефти непостоянны и по разрезу продуктивной толщи. Например, газосодержание нефти в направлении от верхних горизонтов к нижним увеличивается от 76 до 128 м3/м3.
Проявляется определенная тенденция к утяжелению нефтей в ходе разработки месторождения. Так, например, по VIII горизонту, происходитоувеличение плотности пластовой нефти с 735 до 765 кг/м вязкости с 1,8 до 2,7 мПа.с.
Свойства пластовой нефти по VIII горизонту (начальные и текущие значения) приведены в табл. 1.6.
По некоторым скважинам (1002, 1127, 1318) значения вязкости значительно превышают средние по горизонту, что указывает на то, что в районе этих скважин ухудшены коэффициенты подвижности (к/|лн).
Таблица!.6Свойства пластовой нефти по VIII горизонтуНаименование Начальные значения Текущие значения (2003 г.)Давление насыщения нефти газом Р„ас, МПа 18,9 14,6Газовый фактор G, м /т 108-170 81Объемный коэффициент Ьн 1,3 1,25Плотность рн, кг/м 735 765Вязкость цн, мПа-с 1,8 2,7Были выявлены особенности распределения газа по составу в пределах залежей и по разрезу продуктивной толщи. Единая для всех горизонтов закономерность изменения состава газа состоит в увеличении содержания гомологов метана в направлении от свода к крыльевым участкам. Газ на 5769% состоит из метана. Содержание этана составляет 12-14%, а азота до 5%, углекислого газа до 0,5%. Состав нефтяного газа приведен в табл. 1.7.
Свойства разгазированной нефти и процентный состав (содержание смол, асфальтенов и парафинов) приведены в табл. 1.8.
Как видно из табл. 1.8, содержание серы в целом по горизонту незначительное (0,2%) в отличие от содержания асфальто-смолистых веществ.
Минерализация изменяется в небольших пределах от 140 до 165 г/л. Наблюдается преобладание иона кальция. В пластовых водах присутствуют микрокомпоненты (бром -340 мг/л, йод -12 мг/л, бор до 20-52 мг/л), а также нафтеновые кислоты и органические вещества. Присутствуют барий (до 300 мг/л) и стронций.
Пластовые воды месторождения Жетыбай по своему химическому составу несовместимы с закачиваемой морской водой. При их смешении происходит образование перенасыщенных растворов сульфата бария и стронция, что приводит к интенсивному отложению солей бария и серы. Изменение термобарических условий (давления и температуры) приводит к нарушению карбонат-бикарбонатного равновесия и выпадению карбонатов кальция.
Пластовые воды характеризуются значительной газонасыщенностью. Содержание растворенного в пластовых водах газа изменяется в пределах 613о <>1950 см /м. В составе растворенных газов преобладают метан (75-80%),тяжелые углеводороды (5-15%). Содержание азота не превышает 10%, углекислоты 1-2%, редко 5-6%. Редких газов обнаруживается не более 1,5%.
Как видно из рассмотренного, месторождение Жетыбай относится к крупным сложнопостроенным месторождениям со специфическими свойствами продукции, разработка которого осуществляется по стандартной схеме с существенным снижением забойных давлений в добывающих скважинах ниже давления насыщения. Последнее обстоятельство предопределило и режим дренирования. На большей части площади, в частности, VIII горизонта развился режим растворенного газа, что создало дополнительные трудности в эффективной выработке запасов.
Основной целью работы является рассмотрение состояния выработки запасов VIII горизонта месторождения Жетыбай, критический анализ некоторых проектных решений и их практической реализации, а также оценка основных осложнений, связанных с эксплуатацией добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения.
2. РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ VIII ГОРИЗОНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙМногопластовое крупное месторождение Жетыбай открыто в 1961 году.
В промышленную эксплуатацию месторождение вступило в 1969 году в соответствии с технологической схемой разработки ВНИИ для IV объекта, включающего XI, XII и XIII горизонты. Базисный горизонт объекта - XII и горизонт XIII рекомендовалось разбуривать по равномерной сетке 600x600 м при трехрядном размещении добывающих скважин в блоках шириной 2,4 км [1].
В 1972 году составлена технологическая схема разработки III объекта (IV6, X горизонты), согласно которой залежи разбуриваются по равномерной сетке 600x600 м. Система заводнения избирательная [2].
В 1974 году ВНИИ составлена технологическая схема разработки нефтегазовых залежей II объекта (V, VI, VIII горизонты), предусматривающая внутриконтурное нагнетание воды как в нефтяные, так и в газонефтяные зоны залежей [3].
В связи с тем, что все проектные решения были утверждены ЦКР Миннефтепрома в разное время и касаются отдельных объектов эксплуатации месторождения, в 1976 году ВНИИ совместно с КазНИПИнефть по заданию Миннефтепрома составлен комплексный проект разработки месторождения Жетыбай. Этот проект утвержден ЦКР МНП СССР как проект разработки трех объектов (нижних горизонтов XIII, ХП и X) и как технологическая схема трех объектов (Villa + б + VIIIb; Vb + Via; Va + V6 горизонта) разработки, а также были выделены четыре возвратных объекта (IV, VI6, IX, XI горизонты). В проекте предусмотрено бурение скважин по самостоятельной сетке скважин для выделенных шести объектов [4].
За время, прошедшее после утверждения проекта, выявился ряд факторов, осложняющих разработку залежей и эксплуатации скважин. Кроме того, в результате эксплуатационного разбуривания месторождения изменилось представление о характере насыщения пластов флюидамиотдельных залежей. Все это побудило постановку вопроса о пересоставлении проектного документа. Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений (протокол № 845 от 30.01.1980 г.) было решено в 1980 г. уточнить запасы нефти и газа, в 1981 г. выполнить работу по обоснованию коэффициентов нефтеотдачи залежей на базе новых представлений о геологическом строении месторождения и, основываясь на этих работах, составить новый проект разработки месторождения. Упомянутые работы были выполнены и в 1982 г. институтом КазНИПИнефть составлен «Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай», согласно которому каждый продуктивный горизонт выделен в качестве объекта разработки. Всего для выделенных объектов рассмотрено пять вариантов разработки месторождения в целом [5].
Совещание в Управлении разработки по рассмотрению этого проекта (протокол от 17.01.1984 г.) отметило, что в представленной работе не приводится сравнения базового варианта с вариантами, рассмотренными в проекте;.рассмотренные, варианты не обеспечивали вовлечения в разработку всех извлекаемых запасов нефти, принятых на баланс ГКЗ, хотя обеспечивали извлечение запасов нефти, утвержденных ГКЗ СССР (варианты 4 и 5); сроки разбуривания месторождения растянуты (53 года); не рассмотрен также вариант ускоренного разбуривания (до 30 лет) и опережающего разбуривания основных объектов (VIII, X, XII, XIII горизонтов) с продолжительными стабильными уровнями отбора жидкости; в работе имеют место и некоторые другие недостатки, на которые было указано в заключениях экспертизы ВНИИ и Управления нефтегазодобычи. Решением Управления разработки Миннефтепрома институту КазНИПИнефть поручено доработать представленный проект в соответствии с замечаниями.«Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай» в соответствии с вышесказанными замечаниями, составленный КазНИПИнефть, был утвержден протоколом, согласно которому в настоящее время осуществляется промышленная разработка Жетыбайского месторождения.
В 1989 г. в КазНИПИнефть было выполнено уточнение проектных показателей разработки месторождения на период 1989-2005 г.г.[6]. Уточнение показателей было связано с отклонениями в порядке (очередности) разбуривания объектов эксплуатации из-за нехватки буровых установок необходимой мощности для бурения нижних горизонтов.
Согласно уточненным показателям на период 1989-2005 г.г., предусмотрено бурение 1325 скважин (976 добывающих и 349 нагнетательных) с достижением в 2005 г. максимальной добычи нефти 2285•7тыс.т; добычи жидкости 8460 тыс.т; закачки воды 11998 тыс.м при фонде добывающих скважин 1443 и нагнетательных - 463 единиц. Количество оставшихся к бурению после 2005 г. проектных скважин составляет 465 единиц, в том числе добывающих - 324 и нагнетательных — 141 единицы.
Реализуемая на месторождении система разработки (количество объектов, плотность сетки, схема размещения скважин, забойные давления, давления нагнетания и другие параметры системы поддержания пластового давления (ППД)) остается- неизменной.- Коэффициент, нефтеотдачи принят равным 0,389.
2.1. Анализ основных технологических показателей разработкиПродуктивные залежи VIII горизонта начали разрабатываться с 1968 г. и вплоть до 1975 г. эксплуатировались несколькими разведочными скважинами. С 1975 г. ведется промышленная разработка горизонта. Разработка горизонта началась с освоения блоковой системы заводнения, а с 1983 г. — избирательно-очагового заводнения для разрабатываемой части (1-5 блоки разработки) залежи. Для остальной части горизонта было запроектировано регулярное площадное заводнение по 9-ти точечной схеме размещения скважин.
В настоящее время разработка горизонта осуществляется согласно уточненному проекту с применением на западной части залежи очагового заводнения в сочетании с блоковым, а на центральной и восточной частях — площадной системы заводнения.
Анализ реализуемого варианта разработки месторождения Жетыбай [5] позволяет отметить следующие основные положения:1. Выработка запасов ведется из одиннадцати эксплуатационных объектов, разбуренных самостоятельными сетками скважин (П+Ш; IV; Va+б; Vb+VI; VII; VIII; IX; X; XI; XII и XIII горизонты) с применением следующих систем разработки:- площадная 9-ти точечная система заводнения с размещением скважин по квадратной сетке 400x400 м - горизонты II+III; Va+б; Vb+VI;- площадная 9-ти точечная система заводнения с размещением скважин по сетке 550x550 м - горизонты IV и XI;- площадная 9-ти точечная с сеткой 425x425 м — горизонт IX;- комбинация блокового и очагового заводнения с сеткой скважин 300x300 м - горизонт VIII;- комбинация блокового и очагового заводнения с сеткой скважин 300x250 м - горизонт XII;- избирательная система заводнения- с размещением- скважин по сетке-300x300 м - горизонт X;- разработка на естественном режиме с размещением скважин по квадратной сетке 400x400 м - горизонт VII;- блочное заводнение при трехрядном размещении добывающих скважин по сетке 600x600 м (блок шириной 2,4 км) - горизонт XIII;- площадная 9-ти точечная система заводнения по сетке 400x400 м -опытный участок III горизонта.
2. Бурение 2073 новых скважин, в том числе добывающих - 1498 (1487 -нефтяных и И - газовых) и нагнетательных — 575 при общем проектном фонде 2833 скважины: из них 2081 - добывающие и 752 -нагнетательные.
3. Давление на устье нагнетательных скважин 14,5 - 17,0 МПа; забойные давления в добывающих скважинах от 12 - 12,5 МПа до 15 - 15,5 МПа.
В диссертации проведен краткий анализ основных показателей разработки VIII горизонта месторождения Жетыбай за период 1967-1997 годы, которые представлены в табл. 2.1. За анализируемый период разработки горизонта можно выделить два этапа:
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Нурумова, Сара Жакиповна
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
Разработка VIII горизонта месторождения Жетыбай, начатая в 1968 г. несколькими разведочными скважинами, позволила получить некоторую, но недостаточную информацию для составления технологической схемы, которая и была составлена в 1974 г. ВНИИнефтью. С 1975 г. начата промышленная разработка этого объекта.
К настоящему времени накоплен определенный объем информации, на основании которого выполнена настоящая работа, основные выводы которой сводятся к следующему:
1. Некоторые решения, принятые в различных документах, не были достаточно обоснованными для принципиальных параметров. Так, проектные забойные давления в добывающих скважинах предполагались от 12 до 15,5 МПа при давлении насыщения в 18,9 МПа; давления на устье нагнетательных скважин -от 14,5 до 17 МПа, что соответствует забойным давлениям 35-38 МПа при боковом горном давлении порядка 45 МПа. Таким образом, проектные забойные давления как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах занижены. Фактическая разработка объекта велась при снижении забойного давления в добывающих скважинах до 10,8 МПа (0,57 Рнас 0, т.е. до критической величины; фактические забойные давления в нагнетательных скважинах составляли 30-32 МПа. Именно эти проектные решения и дальнейшая их реализация привели к низкой эффективности разработки VIII горизонта.
2. Длительная эксплуатация добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения привела к развитию режима растворенного газа, снижению дебитов скважин, а значительное по времени отставание закачки воды с целью ППД привело к снижению эффективности выработки запасов VIII горизонта месторождения Жетыбай.
3. Предложена методика расчета эффективности закачиваемой в залежь воды, позволяющая проводить оценку объема замещающей воды, вторгшейся в освобождаемый нефтью объем пористой среды. Расчеты, проведенные по
113 данной методике за период времени с 1991 г. по 2001 г., показали низкую эффективность закачиваемой воды (0,141+0,415), которая составляет, в среднем, 0,275, т.е. значительный объем закачиваемой воды идет на сжатие газа и отток в область питания.
4. Состояние эксплуатационного фонда скважин У11Г горизонта во времени ухудшается. Так, коэффициент использования фонда скважин составляет в настоящее время около 0,5. При превышении фактического фонда скважин в сравнении с проектным снижается эффективность выработки запасов; неуклонно снижается дебит скважин по нефти (с 8,9 т/сут до 2,4 т/сут), что кратно ниже проектных величин. За период с 1991 по 2001 г. фактический годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 1,03% при проектной величине 2,13%. Малодебитный фонд превышает 50%, постоянно увеличивается фонд бездействующих скважин.
5. Длительная разработка объекта на режиме растворенного газа привела к ухудшению свойств добываемой нефти и существенно усложнила контроль за выработкой запасов.- На сегодня отсутствуют рекомендации по расчету свойств: пластовой нефти в условиях ее частичной дегазации. Разработаны эмпирическая и полуэмпирическая методики расчета свойств нефти VIII горизонта при ее частичной дегазации, позволяющие для любого времени и любой скважины рассчитывать эти свойства при минимальном количестве исходной достоверной информации: плотности дегазированной нефти.
6. Предложены методы оценки размеров зон двухфазной фильтрации и установлены основные закономерности влияния этих зон на эффективность выработки запасов. Показана отрицательная роль изменения пластового давления, в том числе и за счет ППД при эксплуатации добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения.
7. Установлены условия эффективности обработок призабойных зон скважин, эксплуатируемых при забойных давлениях ниже давления насыщения и показаны пути повышения эффективности выработки запасов в этом случае.
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Нурумова, Сара Жакиповна, Москва
1. Комплексный проект разработки месторождения Жетыбай, ВНИИ-КазНИПИнефть, Москва, Шевченко, 1976.
2. Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай, КазНИПИнефть, г.Шевченко, 1982.
3. Уточнение проектных показателей разработки месторождения Жетыбай, КазНИПИнефть, г.Шевченко, 1989.
4. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, М., Нефть и газ, 1996.
5. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти, М., Нефть и газ, 20039. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеотложения при добыче нефти, М.,1. Орбита-М, 2004.
6. Ю.Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, М., 1982.
7. П.Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза, М., Недра, 1984.
8. Методика разработки залежей нефти при давлениях ниже давления насыщения. Труды КФ ВНИИ, выпуск 7, М., Гостоптехиздат, 1961.
9. З.Амелин И.Д. Исследование вытеснения газированной нефти пластовой водой по результатам промысловых наблюдений. Труды КФ ВНИИ, выпуск 2, Гостоптехиздат, 1959.
10. Боксерман А.А. Расчет притока газированной нефти к скважинам в случае заданного забойного давления при режиме растворенного газа. НТС по добыче нефти, вып.З, Гостоптехиздат, 1959.
11. Глоговский М.М., Розенберг М.Д. О вытеснении газированной нефти краевой водой. Докл. АН СССР, T.XLI, № 5,1953.
12. Bass D.M., Crawford Р.В. Experimental Water-flooding Recoveries at Pressures Above and Below the Bubble Point. J. of Petv. Technology, 1956, 11, Vol. 7, №2.
13. Усенко В.Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлении ниже давления насыщения. М., Недра, 1967.
14. Усманова С.М., Байрашев К.А., Каюмов Р.Ш., Клышников С.В. Об эффективности снижения забойного давления ниже давления насыщения. Журнал «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений», №1,1994.
15. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения // F.P. Вахитов,- В.П. Максимов, Р.Т. Булгаков-и-др. М., Недра, 1982.
16. Исайчев В.В., Казаков А.А., Андреев B.JI. Изменение коэффициента продуктивности скважин горизонта АВ4.5 Самотлорского месторождения при снижении забойного давления ниже давления насыщения. РНТС «Нефтепромысловое дело», №3, 1993.
17. Мартынцив О.Ф., Парахин Б.Г. Экспериментальные исследования вопросов разработки заводненных нефтяных пластов на режиме истощения. РНТС «Нефтепромысловое дело», №8, 1982.
18. Обоснование оптимальных забойных давлений для терригенных коллекторов // Р.Х. Муслимов, Н.Г. Зайнуллин, Р.Н. Дияшев, И.Х. Зкннатов. «Нефтяное хозяйство», №9,1984.
-
Нурумова, Сара Жакиповна
-
кандидата технических наук
-
Москва, 2005
-
ВАК 25.00.17
- Интенсификация выработки запасов нефти многопластового объекта регулированием фонда скважин
- Методы моделирования режимов работы скважин при разработке низкопроницаемых коллекторов
- Особенности установления режима работы добывающей скважины при эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения
- Концепция геолого-промыслового изучения крупных нефтегазовых месторождений в процессе из разведки и разработки
- Совершенствование методов оптимизации технологий отбора многофазной жидкости с частичным разгазированием
