Размещено на http://www.allbest.ru/

министерство образования и науки республики Казахстан

западно-казахстанский аграрно-технический университет им. жангир хана

Кафедра «Нефтегазовое дело и технология машиностроения»

УДК 553.981.8:332.012.2 (574.54) На правах рукописи

оптимизация режима заводнения залежей на месторождении алибекмола

6М070800 - Нефтегазовое дело

Диссертация на соискание академической степени магистра технических наук

Жусупова Гульдана Турганбайкызы

Научный руководитель,

Рахимов А.А., к.т.н., доцент

Уральск, 2014

СОДЕРЖАНИЕ

Нормативные ссылки

Определения

Обозначения и сокращения

Введение

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

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоносность

1.5 Энергетическосостояние

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

2.1 Текущее состояние разработки

2.4 Характеристика отборов нефти, газа и воды

2.5 Анализ работы добывающих скважин

2.6 Анализ работы продуктивных пластов карбонатной толщи при различных режимах эксплуатации

2.7 Характеристика энергетического состояния

2.8 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов.

2.9 Анализ эффективности применения методов интенсификации

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

3.1 Рекомендации по совершенствованию системы разработки

3.2 Техника и технология добычи нефти и газа

Выводы, практические предложения и рекомендации

Список литературы

Приложения

НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящей диссертации использованы ссылки на следующие стандарты

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

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

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

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

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

МУН - методы увеличения нефтеотдачи пластов;

ПДС - полимердисперсные системы;

МПДС - модифицированные полимердисперсные системы;

БАДР - блок автоматизированного дозирования реагентов

БДР - блок дозирования реагентов

УКПГ- установка комплексной подготовки газа

УПН - Установка подготовки нефти

МНС - магистральная насосная станция

УДН - установка демеркаптанизации нефти

МТ - магистральный трубопровод

ГИС - гидродинамические исследования скважин

ГВК - газоводяной контакт

ГНК- газонефтяной контакт

ГОСТ - Государственный стандарт

ВВЕДЕНИЕ

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

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

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

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

Опыт применения заводнения позволил не только вполне определенно выявить его технологические возможности, но и определиться с проблемами, связанными с этим методом воздействия на пласты. Первая проблема заводнения возникла при анализах результатов разработки месторождений с различной вязкостью пластовой нефти. Такой анализ показал, что с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях 0 = н/в текущая нефтеотдача при одном и том же отношении объема закачанной в пласт воды Qв к объему пор пласта Vв снижается.

Вторая проблема заводнения связана с принципиальной невозможностью достижения полного вытеснения нефти водой даже при наиболее благоприятных условиях проницаемости коллекторов и малых значениях параметра 0.

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

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

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

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

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

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

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

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

Проведение экспериментальных исследований в лабораторных и производственных условиях.

Новизна: Заключается в следующем:

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

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

Теоретическая значимость диссертационной работы:

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

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

Структура и объем работы

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

Научные положения, выносимые на защиту:

- результаты лабораторных исследований физико-химического состава углеводородного сырья

- результаты исследований

- результаты аналитических и промысловых исследований по применению наиболее эффективных спсособов

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

1.1 Общие сведения о месторождении

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

На основе действующей геолого-физической модели КТ-II в 2002г институтом ОАО «Гипровостокнефть» составлен и утвержден ЦКР проект «Технологическая схема разработки нефтегазоконденсатного месторождения Алибекмола». Для реализации ЦКР принят 1а вариант разработки, который предусматривает разработку КТ-II как единого эксплуатационного объекта, изоляцию обводненных интервалов по достижении 98,5% обводненности продукции, ввод из бурения 54 добывающих и 19 нагнетательных скважин, 9 точечную систему расположения скважин с плотностью сетки 600Ч600м и организацию площадного заводнения с 2004г.

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

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

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

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

1.2 Стратиграфия

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



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

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

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

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

В подошве верхневизейских карбонатов прослеживается П21 отражающий горизонт.

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

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

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

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

Вскрытая мощность отложений краснополянского горизонта от 60 до 134 м.

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

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

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

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

Нижнемосковский подъярус (С2m1) представлен верейским и каширским горизонтами.

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

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

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

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

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

В кровле КТ-II прослеживается П2 отражающий горизонт.

Верхнемосковский подъярус (С2m2) представлен подольским и мячковским горизонтами.

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

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

В кровле МКТ прослеживается П2t отражающий горизонт.

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

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

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

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

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

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

В кровле КТ-I прослеживается П2с отражающий горизонт.

Пермская система (Р) представлена нижним и верхним отделами.

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

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

В кровле докунгурских отложений прослеживается П1 отражающий горизонт.

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

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

К кровле кунгурских отложений приурочен VI отражающий горизонт.

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

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

1.3 Тектоника

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

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

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

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



Рисунок 1.3 Структурная карта месторождения

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

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

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

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

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

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

1 - основной (южнее F4);

2 - с ухудшенными свойствами (севернее F4).

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

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

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

1.4 Нефтегазоносность

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

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

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

- извлекаемые запасы нефти - 54119,2 тыс.т;

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

- извлекаемые - 930,3 тыс.т.

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

Таблица 1.1

Свойства пластовой нефти

Наименование	Пласт КТ-II
	Количество исследованных	Диапазон изменения	Принятые значения
	скв.	проб
Давление насыщения газом, МПа	6	6	23,1-25,0	24,37
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	6	6	263,5-288,0	274,1
Р10,9 МПа Т112,7С
Р20,5 МПа Т238С
Р30,10 МПа Т315,6С
Р40,10 МПа Т420С
Газосодержание при дифферен-циальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	6	6		230,2
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях	6	6		1,480
Плотность, кг/м3	6	6	651,0-678,0	668,0
Вязкость, мПас	6	6	0,18-0,60	0,45
Пластовая температура, о С	6	6	64-69	67,5

Таблица 1.2

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

Наименование	Пласт КТ-II
	при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Сероводород	1,75	0,05	1,83	0,23	1,24
Углекислый газ	0,87		0,97	0,01	0,62
Азот+редкие	1,21		1,35		0,85
В т.ч. гелий	0,026		0,030
Метан	68,24	0,27	76,23	0,11	48,13
Этан	9,10	0,38	9,76	0,93	6,50
Пропан	7,47	0,89	6,04	4,63	5,52
Изобутан	2,13	0,51	1,05	2,67	1,65
Н. Бутан	4,01	1,62	1,70	6,04	3,30
Изопентан	1,99	2,17	0,46	4,74	2,04
Н. пентан	1,50	2,45	0,32	4,28	1,78
Гексаны	1,18	9,03	0,19	9,10	3,48
Гептаны	0,44	11,19	0,07	9,64	3,60
Октаны	0,11	10,61	0,03	8,66	3,21
Остаток(С9+ высшие)		60,83		48,96	18,08
Молекулярная масса		212		179	81
Молекулярная масса остатка		280		280	280
Плотность:
газа, кг/м3	1,092		0,902
газа относительная (по воздуху)	0,906		0,749
нефти, кг/м3		843,0		819,0	668,0

Таблица 1.3 -

Коллекторские свойства горных пород продуктивных пластов

Метод определения	Наименование	Проницаемость, мкм2	Пористость, д.ед.	Нефтенасы-щенность, д.ед.
1	2	3	4	5
Горизонт КТ-II-1
Лабораторные исследования керна	Количество скважин	10	11	-
	Количество определений	78	117	-
	Среднее значение	0,00399	0,11	-
	Интервал изменения	0,00042-0,03402	0,075-0,191	-
	Коэффициент вариации	1,42	0,229	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин	-	55	55
	Количество определений	-	474	474
	Среднее значение	-	0,095	0,875
	Интервал изменения	-	0,075-0,18	0,6-0,99
	Коэффициент вариации	-	0,184	0,098
Гидродинамичес-кие исследования скважин	Количество скважин		-	-
	Количество определений		-	-
	Среднее значение		-	-
	Интервал изменения		-	-
	Коэффициент вариации		-	-
Горизонт КТ-II-2
Лабораторные исследования керна	Количество скважин	13	13	-
	Количество определений	296	333	-
	Среднее значение	0,01034	0,112	-
	Интервал изменения	0,00042-0,13204	0,075-0,202	-
	Коэффициент вариации	1,828	0,210	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин	-	51	52
	Количество определений	-	563	563
	Среднее значение	-	0,096	0,858
	Интервал изменения	-	0,075-0,199	0,601-0,984
	Коэффициент вариации	-	0,191	0,102
Гидродинамичес-кие исследования скважин	Количество скважин		-	-
	Количество определений		-	-
	Среднее значение		-	-
	Интервал изменения		-	-
	Коэффициент вариации		-	-
толща КТ-II
Лабораторные исследования керна	Количество скважин	14	14	-
	Количество определений	374	450	-
	Среднее значение	0,00901	0,112	-
	Интервал изменения	0,00042-0,13204	0,075-0,202	-
	Коэффициент вариации	1,902	0,215	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин	-	63	63
	Количество определений	-	1037	1073
	Среднее значение	-	0,096	0,865
	Интервал изменения	-	0,075-0,199	0,6-0,99
	Коэффициент вариации	-	0,188	0,100
Гидродинамичес-кие исследования скважин	Количество скважин	22	-	-
	Количество определений	66	-	-
	Среднее значение	0,0196	-	-
	Интервал изменения	0,00044-0,258	-	-
	Коэффициент вариации	1,68	-	-

1.5 Энергетическое состояние залежи

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

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

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

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

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

2.1 Текущее состояние разработки

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



2006 2008 2009 2010 2011 2012

Рисунок 2.1 - Технологические показатели разработки

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

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

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

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

· свойства пластовой нефти (таблица 2.3.2 и 2.3.3);

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

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

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

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

Требования и рекомендации к системе сбора продукции скважин

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

· замер дебита нефти и газа по каждой скважине;

· однотрубный транспорт;

· полную герметичность процесса;

· максимальное использование пластового давления.

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

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

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

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

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



Рисунок 2.2 Схема сбора продукции скважин по объекту КТ-11

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

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

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

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

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

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

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

· использованием оборудования в коррозионностойком исполнении;

· применением арматуры и труб из высоколегированных сталей;

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

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

Неочищенный от сероводорода газ после компремирования предполагается закачивать в пласт.

2.3 Характеристика фонда скважин

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 2.1

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

Дебиты нефти, т/ сут	до 30	от 30 до 50	от 50 до 100	от 100 до 150	от 150 до 200
Количество	10	11	12	8	3
№ скважин	61, 62, 106, 108, 113, 129, 130, 137, 139, 206	8, 27, 51, 56, 64, 118, 119, 121, 141, 145, 208	9, 10, 53, 103, 122, 127, 134, 135, 142, 144, 147, 148	26, 28, 58, 107, 111, 116, 136, 143	109, 115, 213

Таблица 2.2

Распределение фонда добывающих скважин по накопленной добыче нефти

Накопленная добыча нефти, т/ сут	Меньше 10 тыс.т	10-50 тыс.т	50-100 тыс.т	100-200 тыс.т	Свыше 200 тыс.т
Количество	9	25	10	6	3
№ скважин	103, 104, 106, 129, 137, 139, 145, 206, 62	107, 108, 113, 118, 119, 121, 122, 127, 130, 134, 144, 147, 178, 201, 207, 208, 209, 211, 213, 27, 54, 61, 64, 8, 9	109, 111, 116, 135, 141, 142, 143, 210, 28, 56	10, 115, 136, 204, 26, 58	51, 52, 55

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

Таблица 2.3

Состояние фонда скважин по месторождению Алибекмола на 01.07.2012г.

Категория скважин, способ эксплуатации	КТ - II	Всего по месторождению
1	2	3
Дающие продукцию -	8, 9,10,26,27, 28, 51, 53, 56,58,61,64,	12
фонтанные	106,107,108,109,111,113,115,116, 118, 119,	10
	121,122,127,134, 135,136,139,	7
	141,142,143,144,147,148, 208,	7
	103,145,206,	3
Итого дающие продукцию	39	39
Во временном простое	137,129,104,
Итого во временном простое	3	3
Итого действующий фонд	42	42
В бездействии	62,130,
Итого в бездействии	2	2
Итого добывающий фонд	44	44
Нагнетательные скважины	52,54, 55, 201,204, 210,211,207,209,213,	10
Под закачкой	52,54,55, 201,204, 207,211,209,213	9
Итого под закачкой
Во временном простое	210	1
Итого во временном простое
Итого действующий фонд	10	10
В бездействии
Итого в бездействии
Итого нагнетательный фонд	10	10
В консервации
Итого в консервации
Итого эксплуатационный фонд	54	54
Скважины,	в бурении	№№205,203,138	3
находящиеся	в освоении
в процессе	в аварии
бурения	закончен. бурен.	212,131,	2
	реанимация
	в консервации
Ликвидирован-	по геолог. прич.
ные скважины	по техн. прич.		18
	Итого	5
ВСЕГО ПРОБУРЕНО		59	77

2.4 Характеристика отборов нефти, газа и воды

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

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

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Рисунок 2.2 - Накопленная добыча нефти и воды

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2.5 Анализ работы добывающих скважин

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

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

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