С июля 2004г на месторождении начаты работы по организации учета добычи газа индивидуально по каждой скважине с применением мультифазного счетчика компании «Шлюмберже» и в дальнейшем оборудования типа «ОЗНА». Проведенные работы по индивидуальному замеру газового фактора в 2005-2006гг выявили высокие значения дебитов газа. Распределение добывающих скважин по текущему газовому фактору приводится в таблице 2.6.

Как видно из распределения скважин по величине газового фактора на 01.07.2012г всего 38% добывающих скважин работают с газовым фактором менее 300м3/т. Газовые факторы остальных скважин колеблются в пределах 300-700 м3/т.

Довольно поздний ввод системы ППД и снижение забойного давления ниже давления насыщения повлекло за собой снижение пластового давления залежи в зоне отбора, в результате чего по скважинам увеличился газовый фактор, что соответственно отрицательно повлияло на продуктивность добывающих скважин. Если в 2009г средний дебит одной добывающей скважины составлял 173,1 т/сут, в 2010 г. - 134,4 т/сут, в 2011 г. - 100,3 т/сут, то за 6 месяцев 2012г снизился до 69,9 т/сут.

В первом полугодии 2012г на месторождении пробурены 6 новых добывающих скважин №№103,104,129,137,145,206. Начальные среднесуточные дебиты нефти новых скважин изменялись в диапазоне от 3,2 (№104) до 83,3 (№145) т/сут. Скважины №№104,129,137 периодически останавливались для набора давления в связи с низкой продуктивностью. Среднесуточный дебит нефти по переходящему фонду добывающих скважин изменяется в пределах 6,4 - 172,3 т/сут, в среднем составляя 63,5 т/сут.

Распределение действующего фонда скважин по текущему дебиту (на 01.07.2012г) приводится в таблице 2.1.

Работа добывающих скважин на месторождении регулируется путем изменения диаметра штуцера в зависимости от динамики дебитов, забойного давления и газового фактора скважины. Начало снижения дебита или рост газового фактора является сигналом к изменению режима работы скважины. Это может быть связано с недостатком пластовой энергии в районе скважины, появлением в скважине двухфазной жидкости, смыканием трещин резервуара, загрязнением призабойной зоны пласта (ПЗП) и т.д.

В процессе дальнейшей эксплуатации на текущем режиме, когда происходит повторное истощение пластовой энергии, дебит начинает снижаться и очередное проведение СКО приводит к росту дебита нефти. Далее процесс повторяется.

Исходя из анализа динамики дебита нефти, газового фактора, забойного давления, приведенного к отметке минус 3020 м (середина коллектора) и диаметра штуцера во времени в настоящем отчете выделены 4 группы скважин (таблица 5.1.7):

1) В скважинах первой группы наблюдается снижение газового фактора и небольшой рост дебита и забойного давления;

2) В скважинах второй группы наблюдается снижение или стабилизация газового фактора, дебит и забойное давление остаются стабильными;

3) По работе скважин третьей группы наблюдается увеличение газового фактора за счет снижения забойного давления, но при этом дебиты добывающих скважин остаются стабильными за счет режима растворенного газа;

4) Работа скважин четвертой группы характеризуется резким увеличением газового фактора, который негативно сказывается на дебитах скважин и забойном давлении.

По динамике работы добывающих скважин (рисунки 5.1.6-5.1.10), относящихся к III и IV группам наблюдается рост газового фактора, что является крайне неблагоприятным фактором при эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. В основном с повышенным газовым фактором, более чем 500 м3/т, работают скважины №№10,51,58,118,127,141. В скважинах №№119, 121, 122, 141, 142, 144, 145, 147, 148 наблюдается быстрый темп роста ГФ. В этих скважинах требуется проведение мероприятий по снижению газового фактора.

Как видно из рисунков 5.1.2-5.1.5 по динамике работы добывающих скважин I и II групп наблюдается снижение или стабилизация газовых факторов скважин, при этом дебиты многих скважин остаются стабильными. Текущие газовые факторы этих скважин варьируют в диапазоне от 100 до 400 м3/т, что соответствует ранее принятым значениям газосодержания.

Снижение дебита газа в основном достигается за счет уменьшения диаметра штуцера добывающих скважин, соответственно наблюдается снижение среднесуточного дебита нефти и повышение забойного давления.

Выводы:

· 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;

· Более половины скважин (22 ед.) работают с завышенным газовым фактором в диапазоне 300-700м3/т;

· Рост газового фактора добывающих скважин за последние 2011-2012гг является результатом снижения пластового давления ниже критического;

· Из анализируемых 34 добывающих скважин в 25 скважинах (73%) наблюдается тенденция увеличения газового фактора. В основном увеличение добычи попутного газа наблюдается в 9-точечных элементах скважин №№ 54, 213, а также в отдельных скважинах №№ 10, 51, 109. Рост ГФ по элементам скважин №№ 54, 213 объясняется низкой компенсацией отборов;

Рекомендации:

· В 15 скважинах (№№ 10, 51, 58, 118, 127, 119, 121, 122, 141, 142, 144, 145, 147, 148) необходимо проведение мероприятий по снижению газового фактора;

· В скважинах северного свода №№ 61,64 отсутствуют замеры промыслового ГФ, что недопустимо при эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насыщения. Необходимо систематически контролировать изменение ГФ скважин северного свода.

· В нагнетательной скважине №54, рекомендуется провести работы по увеличению приемистости скважины путем проведения кислотного гидроразрыва пласта, так как проведенные акустическое воздействие, солянокислотные обработки в этой скважине не дали положительных результатов. Интенсификацию необходимо провести против интервалов 8, 9 и 4 пластов, особо нуждающихся в увеличении текущей компенсации отборов.

· Скважина №213 переведена под нагнетание во время составления данной работы, и по добывающим скважинам данного 9-точечного элемента наблюдалась тенденция увеличения газового фактора и снижение пластового давления ниже давления насыщения. Необходимо перевести скважины №№27,141,142,143,144,145,147,148 на «щадящий» режим работы для восстановления рациональной динамики закачки и добычи.

· Скважина №82

Таблица 2.4

Распределение действующего фонда скважин по забойному давлению

От 8 до 10 МПа	от 10 до 15 МПа	от 15 до 20 МПа	от 20 до 25 МПа	от 25 до 30 МПа
118, 119	9, 10, 27, 28, 51, 61, 64,107, 109, 111, 115, 116, 121, 122, 134, 135, 136, 139, 141, 142, 143, 144, 145, 147, 148, 206	8, 53, 103, 108, 113	208	106
2	26	5	1	1

Таблица 2.5

Распределение фонда скважин по текущему газовому фактору

от 100 до200	от 200 до300	от 300 до400	от 400 до500	от 500 до600	от 600 до700	от 700 до800
8, 56, 103, 107, 111, 136, 208	9, 53, 109, 113, 116, 134, 148	27, 28, 108, 135, 143, 206	26, 115, 119, 121, 122, 142, 144, 145, 147	58, 127, 141	10, 51, 130, 213	118
7	7	6	9	3	4	1

Таблица 2.6

Распределение скважин по динамике ГФ, дебита нефти и забойного давления

№№	Характеристика работы скважин	№№ скважин	К-во скважин
I	Уменьшение газового фактора, повышенный или стабильный дебит и забойное давление	9, 53, 134, 135, 136,	5
II	Стабильный газовый фактор, дебит нефти и забойное давление	8, 28, 108, 113,	4
III	Увеличение газового фактора, стабильный дебит и снижение забойного давления	27, 109, 111, 115, 116, 118, 119, 127, 139, 141, 143, 144, 145, 147, 148	15
IV	Увеличение газового фактора, снижение дебита и забойного давления	10, 51, 26*, 56*, 58*, 103, 107, 121, 122, 142,	10

* - проанализирован период до перевода на газлифт

№№ 61,64,104,106,129,130,131,137,206 - скважины не включены в анализ из-за недостатка замеров ГФ и короткого периода работы, в связи с частыми остановками

2.6 Анализ работы продуктивных пластов карбонатной толщи при различных режимах эксплуатации

В предыдущих разделах отмечалось, что все пласты карбонатной толщи тектонически или литологически экранированы и представляют гидродинамически изолированные системы.

Вплоть до конца 2011 г., когда началась интенсивная закачка воды в эксплуатационный объект, нефтяные залежи этих пластов разрабатывались, в основном, при упруго-замкнутом режиме.

Как известно, при упруго-замкнутом режиме разработки нефтяной залежи количество отжатой из пласта нефти определяется следующей формулой:

Q = *VР (2.1)

где Q количество извлеченной нефти из пласта;

* сжимаемость нефтяной залежи;

V объем или геологические запасы нефтяной залежи;

Р средневзвешенное по объему залежи снижение пластового давления.

Исходя из этой формулы, должна существовать зависимость между геологическими запасами нефти в пласте и количеством поступившей из пласта нефти. Эта зависимость должна выражаться некоторой тенденцией, так как действует еще другой фактор снижение пластового давления в залежи, а снижение пластового давления в отдельных пластах весьма неравномерное. Указанная зависимость показана на рис. 5.1.11. Если бы пластовое давление снижалось в карбонатной толще равномерно по всему объему, то эта зависимость была бы линейной. Фактически она близка к линейной, но точки, характеризующие наиболее продуктивные пласты 4 и 9, далеко отклоняются в сторону больших накопленных отборов.

Это происходит потому, что по этим пластам отмечается наиболее глубокое снижение пластового давления и разгазирование нефти в пласте. По этим пластам нефть вытеснялась не только при упруго-замкнутом режиме, но и режиме растворенного газа, а так как расходометрия и термометрия показывают, что почти вся закачиваемая вода поступает в 4 и 9 пласты, то и за счет вытеснения нефти закачанной водой.

В то же время близкая к линейной зависимость по остальным пластам, в которых не было столь глубокого снижения пластового давления и в которых упруго-замкнутый режим проявлялся в чистом виде, свидетельствует о том, что величина накопленной добычи нефти по пластам, определенная по данным РLT, имеет достаточно высокую точность. По величине отклонения отдельных точек от линейной зависимости можно судить о степени снижения пластового давления в конкретной из нефтяных залежей, из которых слагается многопластовый эксплуатационный объект месторождения Алибекмола.

Количество добытой нефти при упруго-замкнутом режиме по 4 и 9 пластам можно определить по выше приведенной формуле:

4 пласт

Q = *VР = 42,410-55206210312 = 264891 м3 в пластовых условиях или 170855 т.

9 пласт

Q = *VР = 42,410-52506510311 = 116903 м3 в пластовых условиях или 75402 т.

Сжимаемость * всех компонентов обеих нефтяных залежей принималась по аналогии с месторождением Тенгиз.

В настоящее время в нефтяных залежах 4 и 9 пластов наблюдается смешанный режим разработки: одновременно реализуются упруго-замкнутый и водонапорный режимы, так как в эти пласты поступает закачиваемая в КТ-II нагнетательными скважинами вода, и режим растворенного газа, так как пластовое давление в них снизилось ниже давления насыщения.

Согласно анализу данных РLT по нагнетательным скважинам в 4 пласт по состоянию на 01.07.12 г. закачано 1000,6 тыс.м3, а в 9 пласт 253,7 тыс.м3 воды. Соответственно закачанная вода вытеснила из залежи такое же количество нефти в пластовых условиях. В тоннах на поверхности за счет вытеснения нефти водой добыто по 4 пласту 645387 т, а по 9 136636 т.

Согласно результатам анализа профилей притока по добывающим скважинам, приведенным в разделе 5, накопленная добыча нефти по нефтяной залежи 4 пласта составляет 1311,5 тыс.т, а по 9 пласту 629,6 тыс.т.

Количество добытой нефти за счет режима растворенного газа определяется материальным балансом:

4 пласт

Qр.р.r. = 1311,5170,9645,4 = 495,2 тыс.т

9 пласт

Qр.р.r. = 629,675,4136,6 = 417,6 тыс.т

Таким образом, по 4 пласту за счет упруго-замкнутого режима добыто 13 % всей нефти, за счет вытеснения нефти закачанной водой 49,3 % и за счет режима растворенного газа 37,6 %.

Аналогично по 9 пласту за счет упруго-замкнутого режима добыто 12 % всей нефти, за счет вытеснения нефти закачанной водой 21,7 % и за счет режима растворенного газа 66,3 %.

Конечно, все выполненные расчеты являются приближенными, так как цифры снижения давления в пластах, значения накопленной добычи и закачки по обоим пластам определены с невысокой точностью, что, несомненно, внесло значительные погрешности в выполненные расчеты. Но и такая приблизительная оценка работы карбонатной толщи при различных режимах ее эксплуатации весьма полезна.

Все остальные нефтяные залежи работают, в основном, при упруго-замкнутом режиме и лишь в небольшой степени за счет вытеснения нефти закачанной водой.

2.7 Характеристика энергетического состояния

В связи с очень большим этажом нефтеносности первоначальное пластовое давление в своде и подошве карбонатной толщи КТ-II изменялось в значительных пределах. В самом верхнем (первом) пласте оно составляло 29,6 МПа, в самом нижнем - 36 МПа. Так как в настоящее время все пласты карбонатной толщи КТ-II разрабатываются как единый многопластовый объект, то в качестве начального пластового давления принимается среднее давление 34,8 МПа, что соответствует давлению на отметке минус 3020 м.

В процессе эксплуатации месторождения наблюдалось быстрое снижение пластового давления. Это свидетельствует о том, что полностью отсутствует влияние пластовой водонапорной системы. С востока и запада нефтяные залежи ограничены тектоническими нарушениями, которые полностью экранируют залежи от воздействия законтурной зоны. Влияние подошвенной воды также отсутствует, так как нет сообщаемости в пределах карбонатной толщи в вертикальном направлении из-за многопластового характера эксплуатационного объекта. Следовательно, нефтяная залежь КТ-II до начала заводнения карбонатной толщи разрабатывалась преимущественно при упруго-замкнутом режиме. При этом режиме нефть отжимается из коллектора при непрерывном снижении пластового давления за счет упругих сил нефти, связанной воды и коллектора.

Количество измерений 2006-2012 годы

Рисунок 2.3 - Изменение пластового давления

Так как карбонатная толща КТ-II представляет собой совокупность 12 продуктивных пластов, снижение пластового давления в каждом из них различно. Пласты, обладающие высокой гидропроводностью, из которых происходит основной отбор нефти, имеют более низкое текущее пластовое давление по сравнению с пластами, которые дренируются слабо. Неравномерное снижение пластового давления в разных пластах объясняется не только различием их коллекторских свойств, но и их высокой зональной и послойной неоднородностью, наличием тектонических разломов и зон трещиноватости коллектора на общем фоне низкой проницаемости матрицы, наличием в отдельных пластах обширных зон замещения коллектора непроницаемыми породами.

Определение текущего пластового давления по каждому из выделенных пластов КТ-II представляет значительные трудности. Обычные замеры пластового давления мало информативны, так как затруднительно однозначно отнести замеренное давление к какому-либо из выделенных пластов. Поэтому широко использовались данные исследований прибором МДТ, которые показывают величину текущего пластового давления по всему разрезу карбонатной толщи. Но такие исследования можно провести только в бурящейся скважине, что сильно ограничивает количество подобных исследований. Кроме того, при бурении наблюдается размыв стенок скважин, и прибор МДТ не везде может плотно прижаться к стенкам скважины, что вносит определенные погрешности в определение текущего пластового давления по каждому из выделенных пластов карбонатной толщи. Поэтому при анализе текущего пластового давления в КТ-II приходится пользоваться приближенными данными.

Все замеры пластового давления приводились к отметке минус 3020 м. В таблице 2.6 приведено замеренное пластовое давление по пластам карбонатной толщи КТ-II. Как видно из таблицы по 1, 2, 11 и 12 пластам текущее пластовое давление близко к начальному.

В настоящее время все добывающие скважины работают с забойными давлениями ниже давления насыщения (24,3 МПа), по 4 и 9 пластам, которые дренируются наиболее активно, пластовое давление снизилось ниже давления насыщения. Это является следствием отставания объема закачки воды от проектных значений, компенсация объема добычи нефти закачкой очень мала. Поэтому в большинстве пластов наблюдается разгазирование нефти в пластовых условиях и, как следствие, рост газовых факторов продукции значительной части добывающих скважин.

В технологической схеме разработки прогноз поведения пластового давления проводился с помощью трехмерной компьютерной модели, созданной фирмой «Халибертон». В этой модели КТ-II-1 и КТ-II-2 были представлены как единые гидродинамические системы, поэтому при упруго-замкнутом режиме при отборе нефти пластовое давление снижалось во всем объеме карбонатной толщи. Фактически карбонатная толща оказалась расчлененной на 12 гидродинамически изолированных объектов, и по пластам с высокими темпами отбора (4 и 9) снижение пластового давления оказалось намного выше проектного, а по низкопроницаемым, которые дренируются очень слабо, снижение давления невелико.

Таблица 2.8 с замеренными пластовыми давлениями по пластам горизонтов КТ-II составлена по данным исследования бурящихся скважин МДТ. Из таблицы видно, что минимальные давления отмечаются по 4 пласту. Уже в сентябре 2010г в скважине № 143 было зафиксировано пластовое давление на уровне давления насыщения - 24,55 МПа. Аналогичное давление было отмечено в декабре 2010г в скважине № 209. В июле 2011г в скважине № 134 было зафиксировано пластовое давление 22,1 МПа, а в марте 2012 г. в скважине № 129 - 21,1 МПа. Ниже давления насыщения фиксировались давления в конце 2011г по скважинам №№ 148, 213 и 139. По многим другим скважинам результаты замеров давления МДТ были выше давления насыщения, следовательно, в 4 пласте имелись и зоны с пластовым давлением выше давления насыщения, но, судя по всему, зона разгазирования нефти была обширной.

Можно с достаточной долей приближенности считать, что пластовое давление в зоне отбора нефти 4 пласта снизилось в среднем на 12 МПа от начального и на 2 МПа ниже давления насыщения. С учетом высокой газонасыщенности пластовой нефти такое снижение пластового давления вызвало значительный рост газовых факторов по большинству добывающих скважин.

Другим пластом, по которому фиксировалось по данным МДТ снижение пластового давления ниже давления насыщения, является 9 пласт. В мае 2004г по скважине № 207 было зафиксировано давление 26,6 МПа, а в декабре 2004г в скважине № 209 пластовое давление 23,5 МПа. В июле 2005г в скважине № 134 было отмечено пластовое давление 22,4 МПа. Прочие замеры фиксировали пластовое давление выше давления насыщения, т.е. в пласте имелась глубокая депрессионная воронка в зоне максимальных отборов нефти из 9 пласта.

Можно, в первом приближении, считать, что пластовое давление по 9 пласту снизилось в среднем в зоне отбора нефти на 11 МПа и на 1 МПа ниже давления насыщения.

Так как до второй половины 2005г объем закачки воды в карбонатную толщу был невелик, то эта закачка практически не оказала влияния на энергетическое состояние КТ-II. Пластовое давление продолжало снижаться, газовые факторы по многим скважинам продолжали возрастать. В конце 2005г и в первой половине 2006г объемы закачки воды значительно возросли, но компенсация отбора закачкой по-прежнему оставалась невысокой. И только в середине 2012г было отмечено снижение газовых факторов по добывающим скважинам, расположенным в зоне нагнетательных скважин №№ 52, 209, 210, 211. Это показывает, что в этой зоне снижение пластового давления прекратилось и, возможно, наметился его рост, в основном, в 4 пласте, в который поступает большая часть закачиваемой в карбонатную толщу воды.

По результатам замеров пластового давления прибором МДТ в новых пробуренных скважинах и с использованием данных прямых замеров в действующих (добывающих и нагнетательных) скважинах построены карты изобар, получены зависимости пластового давления от отбора и закачки по каждому подобъекту КТ-II-1 и КТ-II-2.

На картах изобар КТ-II-1 и КТ-II-2 южного свода, зоны снижения пластового давления ввиду сильной неоднородности распространены по-разному. Наиболее пониженное давление, как видно из карт суммарных отборов КТ-II-1 и КТ-II-2, приурочено к зоне больших накопленных отборов.

По горизонту КТ-II-1 зона сниженного давления приходится на южную периферийную часть южного свода, а по горизонту КТ-II-2 наиболее сниженные участки наблюдаются в сводовой части резервуара в районе скважин №№54, 201, что объясняется сложностью геологического строения залежи, когда по горизонту преобладает геологическая неоднородность пластов по площади и разрезу. Если учесть, что среднее первоначальное пластовое давление по КТ-II-1 составило 33,5МПа, а по КТ-II-2 - 34,8 МПа, то можно увидеть что пластовое давление в зоне отбора по КТ-II-1 понизилось по сравнению с первоначальным на 15,9 МПа, а по КТ-II-2 на -12,8 МПа.

Среднее пластовое давление по подобъектам КТ-II-1, КТ-II-2 и КТ-II рассчитано взвешиванием по объему по формуле:

(2.2)

где Р1, Р2, …, Рп.- средние значения давлений между соседними изобарами; h1, h2, … hn - средние толщины пласта на площадях S1, S2, … Sn; Vобщ - общий объем пласта для всей площади.

В результате проделанных работ были выделены участки со сниженным пластовым давлением по каждому подобъекту, рассчитаны взвешенные объемы залежи, имеющие разные пластовые давления и средневзвешенное пластовое давление в КТ-II-1, КТ-II-2 горизонтах. Полученные значения среднего пластового давления относительно ко всему объему составили по КТ-II-1 - 23,97 МПа, по КТ-II-2 - 24,95 МПа и в целом 24,48 МПа. В зоне отбора их значение снизилось в среднем по КТ-II-1 до 17,5 МПа, по КТ-II-2 до 22,1 МПа.

По состоянию на 01.07.2006г по горизонту КТ-II-1 пластовое давление снизилось ниже, чем давление насыщения в объеме пласта, который составляет 53,8% от общего объема горизонта, а по горизонту КТ-II-2 объем пласта со сниженным пластовым давлением составил 52,2%. В целом по КТ-II по южному своду залежи пластовое давление снизилось ниже давления насыщения в объеме пласта 1145,3 млн.м3, что составляет 41,0% от общего объема залежи.

В таблице приведены средневзвешенные объемы пластов, рассчитанные по карте изобар и их процентное распределение по горизонтам КТ-II-1 и КТ-II-2 и в целом по КТ-II южного свода месторождения.

Динамика пластового давления и зависимость пластового давления от суммарной добычи нефти и закачки по карбонатной толще КТ-II приведены на рисунках.

Как видно из рисунков, за последние полтора года наблюдается снижение пластового давления ниже давления насыщения, что привело к росту газового фактора и снижению дебита нефти добывающих скважин. Но как видно из рисунка зависимостей пластового давления от накопленного отбора жидкости и накопленной закачки наблюдается тенденция снижения темпа падения пластового давления, что является результатом увеличения закачки в 2005- 2006гг.

Анализируя энергетическое состояние и динамику пластового давления по залежи КТ-II следует отметить, что на месторождении увеличение текущей компенсации отбора приведет к положительным результатам. Наблюдается снижение темпа падения пластового давления при текущей компенсации отбора 75%. Во избежание дальнейшего снижения и увеличения пластового давления при замкнутой системе залежи КТ-II необходимо достичь уровня годовой компенсации отбора до 120%.

Увеличение текущей компенсации приведет к увеличению пластового давления, при этом в начальный период пластовое давление будет расти медленно за счет сжатия окклюдированных пузырьков газа (примерно 4 года до давления, равного давления насыщения). Затем пластовое давление будет расти быстрее, когда пузырьки перестанут сжиматься и окончательно растворяться.

Для получения более полноценной карты изобар и контроля за изменением пластового давления необходимо проводить замеры пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах не реже 1 раз в полугодие, а также продолжить поинтервальные замеры пластового давления с помощью прибора МДТ.

2.8 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов

Анализ результатов гидродинамических исследований проведен на базе данных, представленных ТОО «Казахойл Актобе» по состоянию на 01.07.12 г. С начала разработки на месторождении в процессе разработки проведены 33 гидродинамические исследования методом неустановившихся отборов (КВД) в 20 скважинах и 14 исследовании методом установившихся отборов в 8 скважинах. А также в нагнетательных скважинах №№ 52, 55, 204, 210, 213 в 2006г проводились гидродинамические исследования методом кривой падения давления (КПД). Следует отметить, что исследования методом установившихся отборов (МУО) проводились в начальные годы разработки (2001-2003гг.).

Обработка результатов гидродинамических исследований методом восстановления давления проводилась по методике Хорнера и методом касательной обработки.

В процессе интерпретации, основываясь на поведении кривой уравнения и учитывая особенности строения коллектора месторождения, выбраны границы, характеризующие прискважинную, промежуточную и удаленную зоны и границы пласта.

Результаты гидродинамических исследований методом неустановившихся отборов в добывающих и нагнетательных скважинах приведены в таблицах 5.1.10 и 5.1.5.11. Как видно из таблицы 5.1.10, коэффициенты проницаемости добывающих скважин варьируют в пределах 0,073-257,87 мкм2?10-3, и в среднем по месторождению составил 5,55 мкм2?10-3. Значения коэффициентов гидропроводности по скважинам варьирует в пределах 0,014-11,08 мкм2?м/мПа?с в среднем составляя 0,309 мкм2?м/мПа?с. Следует отметить, что минимальное значение коэффициента гидропроводности (0,014 мкм2?м/мПа?с) получено по скважине №64, которая пробурена в северном куполе месторождения Алибекмола, что еще раз является подтверждением низкой фильтрационной способности северной части залежи. Время остановки добывающих скважин изменяется от 24 до 255 часов.

Все гидродинамические исследования скважин на месторождении проводились по единому интервалу КТ-II, что затрудняет гидродинамическую оценку отдельных подобъектов КТ-II-1 и КТ-II-2, однако, режим их работы значительно различается. Следовательно, полученные результаты ГДИС в основном характеризуют фильтрационные параметры наиболее работающих пластов.

Результаты ГДИС во многих скважинах показывают невосстановление давления на забое закрытых скважин, что объясняется низким коэффициентом проницаемости пласта. Но, следует отметить, что при остановке добывающих скважин, где объединены несколько пластов в единый интервал разработки, могут существовать межпластовые перетоки жидкости в результате неравномерной выработки и снижения пластового давления. В результате, даже при остановке скважины происходит переток флюида между работающими пластами, что отразится на результатах восстановления забойного давления. С целью недопущения таких недостатков при проведении ГДИС методом неустановившихся отборов необходимо убедиться в отсутствии межпластовых перетоков, проведя исследование ГИС по контролю над разработкой в остановленной скважине.

В таблице 5.1.11 приведены результаты гидродинамических исследовании методом установившихся отборов. Как видно из таблицы, исследование МУО в добывающих скважинах проведено только в начальные годы разработки 2001-2003г.г. Средний коэффициент продуктивности добывающих скважин составил - 55,7 м3/сут/МПа. Рассчитанные значения фильтрационных параметров по МУО подтвердили полученные значения результатов КВД. Но количественная ограниченность исследований МУО не позволяет проследить динамику коэффициентов продуктивности скважин и оценить текущее состояние разработки.

В 2012 году гидродинамическими исследованиями были охвачены 5 нагнетательных скважин (№№52,55,204,210,213). В данном случае манометры типа «Кедр-42» были спущены на глубину до середины интервала перфорации и снята кривая падения забойного давления. На основании данных измерений строились кривые падения давления в координатах и . Для обработки КПД во всех исследованиях взят конечный участок, наиболее близкий к горизонтали. Как видно из таблицы 5.1.12, во многих скважинах, кроме скважины №55, кривая падения давления не восстановлена. Вероятно, полученные значения параметров КПД относятся к призабойной зоне пласта.

В результате проведения исследования КПД в нагнетательных скважинах, получены пластовые параметры проницаемости в диапазоне 0,328-13,529 мкм2*10-3, в среднем - 0,861 мкм2*10-3, гидропроводности в диапазоне 2,17-31,8 мкм2*м/мПа*с, в среднем - 4,218 мкм2*м/мПа*с. Приемистость нагнетательных скважин варьирует в пределах 18,21-796,16 м3/сут и в среднем - 327 м3/сут. Время записи КПД изменяется от 12 до 344 часов. Несмотря на довольно большой период остановки, во многих исследованиях наблюдается невосстановление пластового давления (кроме скважины №55), вероятно полученные параметры, относятся к призабойной зоне пласта, при этом пластовое давление может быть занижено. Косвенно факт неполного восстановления подтверждает отрицательный скин-фактор.

Полученные результаты исследования МУО, КВД, и КПД подтверждают, что пласты в целом имеют низкие фильтрационные характеристики, сравнительно высокие дебиты по скважинам получены за счет больших нефтенасыщенных толщин эксплуатационных объектов.

На месторождении проводилась методы интенсификации добычи: соляно-кислотные обработки, соляно-кислотные ванны, селективные СКО и дополнительные перфорации. Гидродинамические исследования скважин №№28, 51, 52, 55 до и после проведения интенсификации добычи нефти показывают увеличение продуктивности скважин и параметров проницаемости призабойной зоны.

2.9 Анализ эффективности применения методов интенсификации

Преобладающим преимуществом выделения карбонатной толщи КТ-II, как единого эксплуатационного объекта при проектировании являлась минимизация начальных капитальных вложений. Однако, как показывает история разработки месторождения, в многопластовом объекте КТ-II, где объединены в один эксплуатационный объект несколько пластов, имеющих различные фильтрационные характеристики, не все вскрытые пласты работают. В результате наблюдается неравномерный охват разработкой, отдельные пласты быстро вырабатывались, и по ним уже наблюдается поступление воды в некоторые добывающие скважины.

Технологической схемой разработки для ослабления вышесказанного негативного влияния совмещения в едином эксплуатационном объекте группы пластов с различной пористостью и проницаемостью рекомендован целый комплекс технологий, таких как селективная соляно-кислотная обработка (СКО), акустическое воздействие (АВ), щелевая гидропескоструйная или гидромеханическая перфорация (ГПП) и т.д. Проведение этих мероприятий позволит приблизиться к равноскоростной выработке отдельных пластов, из которых слагаются наши эксплуатационные объекты.

Фактически на месторождении, согласно рекомендациям Тех. Схемы, проведены 45 соляно-кислотных обработок, 24 селективных СКО, и 1 (№54) акустическое воздействие. Концентрация соляной кислоты в растворе составляла 15-20% НCl. Объемы закачиваемой кислоты менялись от 0,5 до 1,5 м3 на 1 м, в зависимости от продуктивных параметров скважин. Во многих скважинах после проведения СКО наблюдается многократное увеличение дебита нефти, однако, как показывает история эксплуатации большинства скважин, эффективный период от интенсификации оказался непродолжительным.

Сравнение результатов исследования ГИС по контролю за разработкой добывающих скважин до и после проведения интенсификации показывает, что после проведения интенсификации добычи нефти в работу подключаются ранее неработавшие толщины, увеличивается охват дренированием, что приводит к увеличению среднесуточного дебита скважины. Однако при проведении обычной солянокислотной обработки закачиваемая кислота под давлением выдавливает грязь из НКТ, а жидкость, находящаяся ниже пакера, продавливается непосредственно в высокопроницаемые пласты, оставляя необработанные низкопроницаемые пласты, в результате чего эффективность от мероприятия снижается.

С целью избежания негативных последствий на месторождении применялась технология закачки рабочей жидкости с применением гибких НКТ, которая позволила целенаправленно доставить кислоту точно на заданную глубину. Солянокислотная обработка с помощью гибких НКТ проведена в 24 скважинах, 28 раз в начальные 2008-2011 годы разработки. Но в целом данный метод полностью не решает проблему Алибекмолы по воздействию на низкопроницаемые зоны, так как с помощью гибких НКТ можно только направить поток жидкости в отдельные интересующие зоны, при этом остаются открытыми другие наиболее высокопроницаемые интервалы, которые поглощают подавляющий объем рабочей жидкости. Избежать таких технических проблем на месторождении помогла технология применения механических пакеров, которые разобщают с двух сторон обрабатываемую зону.

На месторождении с 2010 года применяются селективные обработки, которые позволяют направить рабочую жидкость исключительно к низкопроницаемой зоне с помощью буровых труб или оборудования, спускаемого на гибких НКТ и снабженного механическими пакерами.

Коммерческую услугу по селективной обработке представляет компания «Халлибертон» и на дату отчета обработкой охвачены 25 скважин, в том числе 14 обработаны в открытом стволе во время строительства скважин. Об эффективности селективных кислотных обработок можно судить по увеличению среднесуточных дебитов скважин, но при этом, как видно из таблицы 6.3.1, режимы работы многих скважин мгновенно меняются после проведения мероприятия. В основном селективные обработки проведены при опробовании скважины и перед переводом под закачку, что затрудняет проследить поинтервальную эффективность селективных обработок по результатам ГИС по контролю над разработкой.

Кроме селективной обработки скважин на месторождении применялся метод (в скважинах №28-31.03.12г., №137-06.02.12г.) закупорки перфорационных каналов, поглощающих большую часть рабочей жидкости, с помощью шаровых уплотнителей, закачивая их под большим давлением в эти каналы. Кислота и закупоривающие агенты закачивались поочередно. Шаровые уплотнители падают на забой при создании депрессии на пласт.

На месторождении для оценки эффективности применения других методов воздействия на карбонатные пласты проведено в мае 2009г. акустическое воздействие в скважине №54. Результаты исследования ГИС контроля до и после проведения акустического воздействия показывают, что после интенсификации скважины мощность работающих толщин увеличилась на 70%, за счёт вовлечения в работу интервалов продуктивного разреза, ранее не относившихся к эффективным нефтенасыщенным толщинам из-за низких фильтрационно-ёмкостных свойств. Следствием этого, ожидалось увеличение дебита скважины, однако из-за изменения режима эксплуатации (замена 6 мм штуцера на 9 мм) не представляется возможным оценить эффективность акустического вибровоздействия. Увеличение дебита, предположительно, произошло из-за изменения режима работы скважины.

Анализ эффективности применения методов интенсификации добычи в целом показывает, что на сегодняшний день кислотная обработка матрицы на месторождении Алибекмола является доминирующим методом для оптимизации добычи нефти, которым располагает нефтяная индустрия. От проведения кислотных обработок увеличение дебита скважин месторождения в среднем составило 35 т/сут. Результаты исследования ГИС по контролю над разработкой после проведения солянокислотных обработок фиксируют подключение к работе некоторых ранее неработавших пропластков, за счет чего увеличивался общий коэффициент охвата дренирования скважины и увеличение дебита.

В случае неэффективности СКО по расширению профиля притока, можно провести работы по интенсификации притока путем акустического воздействия.

С целью оценки эффективности проведения селективных СКО рекомендуется проведение ГИС по контролю за разработкой до и после интенсификации добычи нефти. Оценить эффективность проведенных мероприятий по интенсификации многих скважин по результатам ГИС по контролю крайне затруднительно из-за смены режима работы скважины после проведения обработки, желательно для сравнения провести исследования на одинаковых режимах эксплуатации.

В условиях реализуемой системы разработки месторождения Алибекмола необходимо продолжение работ по вовлечению в разработку низкопроницаемых пластов, обеспечивающих максимальное извлечение запасов нефти и равномерную выработку запасов пластов. В этой связи немаловажную роль имеет опыт применения различных технологий методов интенсификации добычи на аналогичных соседних месторождениях нефти и газа.

Соседнее нефтяное месторождение Жанажол, расположенное в 20 км от месторождения Алибекмола, является близким аналогом месторождения Алибекмола, так как в обоих месторождениях в разработке находятся аналогичные карбонатные толщи КТ-II. В обоих месторождениях карбонатная толща КТ-II состоит из нескольких продуктивных пластов, а они в свою очередь расчленены на множество пропластков, толщина которых в среднем изменяется от 2 до 5м.

Геолого-физические параметры коллекторских свойств месторождения Жанажол, такие как пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и трещиноватость отличаются незначительно от соответствующих параметров месторождения Алибекмола. Сравнение основных геолого-физических параметров принятых в утвержденных проектных документах по месторождениям Жанажол и Алибекмола приведено в таблице 6.3.2.

На месторождении Жанажол с августа 2005г по июль 2006г в 19 скважинах был проведен гидрокислотный разрыв пласта (ГКРП) по пачке КТ-II, и почти во всех скважинах получен положительный эффект.

Технология проведения ГКРП заключается в том, что путем создания высоких давлений на забоях скважин закачкой в пласт кислотного раствора при больших расходах происходит воздействие на ПЗС для расширения и образования искусственных трещин. Для предотвращения смыкания образующихся трещин их заполняют песком, который вводят с жидкостью-песконосителем. После проведения ГКРП в скважинах месторождения Жанажол наблюдается увеличение среднесуточного дебита нефти в среднем в 2,6 раза.

По результатам проведенного анализа, учитывая схожие геолого-физические характеристики залежи обоих месторождений, можно предполагать, что применение этих технологий на месторождении Алибекмола приведет к положительным результатам. Для первоочередного проведения мероприятий ГКРП рекомендуется выбрать интервалы пластов нижеследующих скважин:

· В скважинах №№27,129 и 206 рекомендуется прострелять низкопроницаемые пласты горизонта КТ-II-1 и раздельно опробовать эти пласты, в случае получения отрицательного эффекта необходимо провести ГКРП против этих пластов.

· В скважине №135 по результатам исследования профиля притока не подключены к работе продуктивные интервалы 7,8,10 пластов горизонта КТ-II-2, хотя по соседним скважинам (№№26,136,134), эти пласты обладают значительным потенциалом продуктивности.

· Из сводовой части южного свода, где работают исключительно 7-10 пласты горизонта КТ-II-2, рекомендуется проведение ГКРП против продуктивных по ГИС 3,4 пластов горизонта КТ-II-1. Для апробирования мероприятия рекомендуются скважины №№115, 113.

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

Первоочередной проблемой разработки карбонатной толщи является резкое увеличение объемов закачки воды с целью прекращения снижения пластового давления в залежах и обеспечения его роста уже в 2013-2014 годах.

Текущая компенсация отбора закачкой составляет 75,0 %, а накопленная всего 23,0%. Если учесть, что значительная доля закачки воды в скважину № 55, вероятно уходила в трещиноватую зону восточного тектонического разлома, то фактическая компенсация отбора закачкой будет еще меньше. Необходимо ввести новые нагнетательные скважины, запроектированные в технологической схеме разработки, а также, при необходимости, перевести под закачку несколько добывающих скважин.

С целью совершенствования системы заводнения карбонатной толщи месторождения Алибекмола рассмотрены 2 варианта разработки: 1 вариант предусматривает сохранение девятиточечной системы заводнения с её усилением за счет перевода под закачку 13 добывающих скважин, а 2 вариант дополнительно к решениям 1 варианта - переход на отдельных участках (ячейки №№211, 204) карбонатной толщи на пятиточечную систему заводнения путем перевода под закачку 19 добывающих скважин.

Помимо решения в ближайшее время задачи увеличения объемов закачки воды с целью нормализации пластового давления в пластах карбонатной толщи необходимо приступить к решению главной задачи совершенствования системы разработки месторождения - осуществлению более равномерной выработки продуктивных пластов.

Как показывают данные расходометрии и термометрии, в настоящее время подавляющая часть закачиваемой через 10 нагнетательных скважин воды поступает в 4 и 9 пласты. Эти два пласта содержат 49,7 млн.т. геологических запасов нефти, или 42,5 % от общих запасов эксплуатационного объекта. По мере ввода новых проектных нагнетательных скважин и увеличения объемов закачки воды, вытеснения из этих пластов выделившегося из нефти газа, по 4 и 9 пласту будет происходить рост пластового давления и разгазирование нефти в пластовых условиях прекратится. Но приток нефти в добывающих скважинах из этих пластов по-прежнему будет превалировать над притоком из других пластов. Более того, по мере роста пластового давления в 4 и 9 пластах общее снижение пластового давления в карбонатной толще прекратится, а вместе с прекращением снижения пластового давления прекратится и проявление упруго-замкнутого режима и режима растворенного газа в остальных продуктивных пластах карбонатной толщи. Нефть из этих пластов будет вытесняться только за счет поступления в них закачиваемой воды, а так как в совместных нагнетательных скважинах поступление ее во все пласты, кроме 4 и 9, невелико, то по-прежнему будет наблюдаться опережающая выработка наиболее продуктивных 4 и 9 пластов, содержащих менее половины запасов нефти эксплуатационного объекта. По мере роста пластовых давлений в 4 и 9 пластах, проведения в интервалах вскрытия малопродуктивных пластов в нагнетательных скважинах различного рода селективных форм воздействия на призабойную зону скважин с целью увеличения приемистости, будет несколько увеличиваться доля закачиваемой воды в менее продуктивные пласты, но это общей проблемы эффективной разработки карбонатной толщи КТ-II не решит. Необходима раздельная закачка воды в каждый из продуктивных пластов и освоение новых нагнетательных скважин.

На современной стадии разработки месторождения Алибекмола следует, в первую очередь, сосредоточить усилия на совершенствовании системы разработки продуктивных пластов, содержащих основные запасы нефти карбонатной толщи. Это пласты: 4, 5, 7, 8, 9 и 10. В них содержится 91,5 % запасов нефти КТ-II. Пласты 1, 2, 3, 6, 11, 12, которые содержат сравнительно небольшие запасы нефти, следует рассматривать как объекты второй очереди. В них содержится всего 8,5 % запасов нефти. Нефтяные залежи в пластах 4 и 9 в настоящее время активно разрабатываются, и по мере ввода проектных нагнетательных скважин на карбонатную толщу КТ-II пластовое давление в этих пластах начнет постепенно возрастать, а добыча нефти увеличиваться. Поэтому на данной стадии разработки месторождения никаких кардинальных изменений в систему разработки 4 и 9 пластов вносить не следует. В этих двух пластах содержится 42,5 % от всех запасов нефти карбонатной толщи КТ-II, а текущая добыча нефти 4 и 9 пластов составляет около 66 % от всей добычи нефти месторождения Алибекмола.

На северном своде месторождения в настоящее время бурится скважина № 323 и планируется бурение еще 3 добывающих скважин №№ 315, 318 и 320. Скважину №64 рекомендуется перевести под нагнетание, поскольку намеченную для этой цели в 2014г скважину №20 восстановить не удалось.

Северный купол карбонатной толщи КТ-II характеризуется очень сложными геолого-физическими характеристиками. По выделенным продуктивным пластам наблюдаются многочисленные зоны замещения коллектора не проницаемыми породами, местоположение тектонических экранов известно с недостаточно высокой точностью, пласты обладают низкой проницаемостью. В этих условиях целесообразно внести некоторые коррективы в размещение скважин на этом участке. С этой целью предполагается уменьшить расстояния между первоочередными скважинами до 500 м.

В настоящее время геолого-физическая характеристика малопродуктивных пластов карбонатной толщи изучена недостаточно. Поэтому в ближайшие годы предлагается по ряду малодебитных добывающих скважин выполнить раздельное опробование отдельных пластов, либо группы малопродуктивных пластов, изолировав системой пакеров наиболее продуктивные 4 и 9 пласты. Раздельное опробование продуктивных пластов карбонатной толщи позволит оценить продуктивность этих пластов в данных скважинах, их дебиты, текущее пластовое давление и другие показатели, которые будут необходимы при составлении «Уточненной технологической схемы разработки месторождения Алибекмола». В качестве первоочередных для проведения этих работ рекомендуются скважины №27,129 и 206.

Кроме создания эффективной системы заводнения по эксплуатационному объекту, КТ-II необходимо увеличить фонд добывающих скважин.

В настоящее время остались не пробуренными 21 добывающая и нагнетательная скважины, предусмотренные утвержденной технологической схемой разработки. Необходимо использовать весь этот фонд скважин для разработки карбонатной толщи. Местоположение проектных скважин необходимо уточнить с учетом новых структурных построений и данных разработки.

В настоящее время основным методом регулирования разработки многопластовых эксплуатационных объектов является метод раздельной закачки воды. Поэтому главной целью совершенствования системы разработки продуктивных пластов карбонатной толщи должно быть создание эффективной системы заводнения каждой нефтяной залежи КТ-II, а также бурение группы скважин, осуществляющих отбор нефти только из одного из пластов карбонатной толщи. Эти скважины могут выполнять функцию наблюдательных, т.е. по этим скважинам должен осуществляться контроль за динамикой пластового давления по тому или иному пласту. Такой контроль очень важен, так как по динамике давления можно судить об эффективности заводнения продуктивных пластов и режиме, при котором работают нефтяные залежи.

Для создания системы раздельной закачки воды по продуктивным пластам карбонатной толщи и создания системы добывающих скважин с перфорацией только на отдельные пласты и с функцией наблюдательных, необходимо бурение значительного количества дополнительных скважин.

Для этого в настоящей работе предлагается использовать 20 резервных скважин, которые утверждены в технологической схеме разработки.

В будущей «Уточненной технологической схеме разработки» должен быть запланирован дополнительный фонд нагнетательных и добывающих скважин, чтобы с их помощью подключить к активной разработке большинство малопродуктивных пластов, которые в настоящее время дренируются слабо. В настоящей работе на картах размещения скважин показана только группа первоочередных нагнетательных и добывающих скважин, которые будут осуществлять раздельную закачку и раздельный отбор по пластам карбонатной толщи. Число, местоположение и сроки бурения скважин для раздельной закачки и раздельного отбора должны быть более точно определены в новой технологической схеме разработки.

В приведено предварительное количество и порядок ввода добывающих и нагнетательных скважин, которые будут работать индивидуально по каждому пласту, начиная с 2010г. Рекомендуемые местоположения этих скважин приводятся в графических приложениях 1-10 на картах размещения скважин.

Помимо увеличения числа нагнетательных и добывающих скважин необходимо осуществить большой комплекс мероприятий по увеличению приемистости нагнетательных скважин и выравниванию профиля их приемистости, увеличению коэффициента охвата карбонатной толщи процессом вытеснения.

Скважины для раздельной закачки и раздельного отбора, пробуренные на малопродуктивные пласты карбонатной толщи, будут иметь относительно низкие дебиты и невысокую приемистость.

Чтобы обеспечить достаточно высокие дебиты добывающих скважин и высокую приемистость нагнетательных скважин для раздельной закачки, они, по возможности, размещались в зонах высоких нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов. Кроме того, по этим скважинам проектировался комплекс мероприятий, который позволит существенно увеличить их продуктивность и приемистость. В предыдущих отчетах по разработке месторождения Алибекмола уже были даны рекомендации по применению методов воздействия на призабойную зону пластов. Это такие известные методы, как соляно-кислотные обработки, в том числе селективные и большеобъемные, и по технологии «Шлюмберже», щелевая перфорация, метод акустического воздействия и ряд других технологий. Особое внимание необходимо уделить технологии кислотного гидроразрыва.

В качестве первоочередной для проведения кислотного гидроразрыва рекомендуется скважина № 54, в случае положительного результата, аналогичную операцию следует провести по нагнетательным скважинам № 201, 204, 207, 209, 210, 211.

Рекомендуется также в нескольких скважинах испытать такой метод ОПЗ, как глубокопроникающая или щелевая перфорация в сочетании с соляно-кислотными обработками. Эти технологии комплексного воздействия на призабойную зону скважин во многих случаях имеют в карбонатных коллекторах хороший эффект как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах.

Если указанные технологии не позволят получить достаточно высоких дебитов добывающих скважин, то по ним целесообразно будет пробурить боковые горизонтальные стволы длиной 250-300 м. Это позволит значительно повысить продуктивность этих скважин. Чтобы отработать технологию бурения боковых горизонтальных и субгоризонтальных стволов в геологических условиях месторождения Алибекмола, рекомендуется в ближайшее время, в опытном порядке, пробурить в добывающей скважине №137 субгоризонтальный ствол в западном направлении в сторону больших нефтенасыщенных толщин. Кроме того, если к моменту бурения скважин для раздельной добычи и закачки будет полностью освоена технология радиального бурения скважин, осуществление этой технологии в сочетании с соляно-кислотными обработками позволит решить проблему обеспечения высоких дебитов и приемистости скважин, которые будут работать на малопродуктивные пласты карбонатной толщи. В некоторых случаях, когда эти скважины в значительной степени выполнят свою функцию наблюдательных, они могут быть дополнительно перфорированы против других пластов, исходя из текущего состояния разработки, что также позволит значительно увеличить дебиты.