Эффективность использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

I объект подсчёта

Платформенная часть I объекта оценена по категориям В и С₁.

Категория В включает запасы на площади, разбуренной  эксплуатационными скважинами согласно “Технологической схеме разработки месторождения Тенгиз”, по сетке 1414х1414м, остальная площадь нефтеносности платформы отнесена к категории С₁.

Баундстоуны и склоны.

Для склоновой части башкирского подобъекта подсчитанные запасы нефти оценены по категориям С₁ и С₂. Участок баундстоуна, получивший развитие в склоновой части месторождения (Т–32, Т–3), оценён по категории С₂.

Склоновая часть в районе скважин, где получены промышленные притоки нефти, оценены  по категории С₁ на площади, равной кругу радиусом 2,8 км (удвоенное расстояние между эксплуатационными скважинами). Остальная часть площади нефтеносности склона отнесена к категории С₂.

По серпуховскому и окскому подобъектам выделяются две зоны баундстоунов: внутренняя и внешняя.

Запасы  во внутренних зонах баундстоунов, “опоясывающих” платформенную часть, характеризующихся большими значениями объёмов нефтенасыщенных пор, максимальными толщинами, наличием трещиноватости и доказанной продуктивностью пород, отнесены к категории С₁. Запасы во внешних зонах баундстоунов отнесены к категории С₂ вследствие удалённости от платформенной части и малого охвата по периметру. Запасы склоновых частей серпуховских и окских отложений оценены по категории С₂.

II объект подсчёта

Продуктивность и сам разрез II объекта изучены значительно  слабее, чем I. Учитывая это обстоятельство, к категории С₁ с определённой долей условности отнесены запасы на участках радиусом 1,4 км вокруг скважин, из которых получены притоки нефти как на платформе, так и на присклоновых и склоновых частях месторождения. Запасы остальной части II объекта классифицируются по категории С₂.

III объект подсчёта

К категории С₁ отнесены запасы в радиусе 1,4 км вокруг каждой скважины, давшей промышленный приток нефти. Остальная часть разреза до водонефтяного раздела классифицируется по категории С₂. Подсчёт запасов произведён объёмным методом.

Для обоснования КИН при разработке месторождения Тенгиз были рассмотрены 8 вариантов эксплуатации:

4 варианта на естественном упруго-замкнутом  режиме

режим закачки воды

3 варианта режима закачки газа.

84% извлекаемых запасов месторождения сосредоточено в I объекте, из них 62% запасов приурочены к платформенной части, 35% - к бортовой и 3% - к склоновой. На данной стадии изученности запасы II и III объектов составляют 12% и 4% от суммарных запасов месторождения. По промышленным категориям оценены 92% запасов I объекта, 38% запасов II объекта и лишь 3% запасов III объекта.

1.6 Характеристика энергетического  состояния залежи

Залежь нефти месторождения  Тенгиз характеризуется аномально  высоким пластовым давлением (АВПД), (превышение начального пластового давления над гидростатическим давлением, или коэффициент аномальности достигает 1,826), и большим разрывом между пластовым давлением и давлением насыщения.

Начальное пластовое давление на отметке  минус 4500 м составляет 82,35 МПа, давление насыщения нефти газом- 25,6 МПа. На текущую дату разработки ни в одной скважине месторождения не зафиксировано снижение забойного давления ниже давления насыщения.

Проектом ОПР предусмотрено  выделение двух эксплуатационных объектов: I объект – отложения башкирского, серпуховского и окского стратиграфических комплексов, II объект – отложения от тульского до девонского стратиграфических комплексов. Залежь во всех рассмотренных вариантах разрабатывается на упруго-замкнутом режиме. Рекомендуемый вариант, согласно Регламенту на проектирование разработки, по принципиальным положениям соответствует утвержденному варианту технологической схемы разработки 1986 г., а также учитывает фактически сложившуюся систему разработки.

В соответствии с технологической  схемой разработку I объекта месторождения предусматривалось осуществлять на упруго-замкнутом режиме, режиме растворенного газа и водонапорном режиме. По II эксплуатационному объекту расчет показателей был выполнен только при разработке на упруго-замкнутом режиме и режиме растворенного газа.

Разработка месторождения осуществляется на упруго-замкнутом режиме, при  котором строго соблюдается пропорциональность отбора нефти снижению давления в  залежи.

Пластовые давления по скважинам рассчитывались на отметку минус 4500 м и в дальнейшем для сравнения использовались сведения о приведенных пластовых давлениях. По подобъектам 1 объекта были построены  карты изобар на разные даты, что  позволило пронаблюдать развитие во времени зон пониженного пластового давления. Так как режим дренирования залежи нефти упруго-замкнутый, пластовое давление является одним из основных показателей, характеризующих текущее состояние выработки запасов нефти.

Средневзвешенное пластовое давление по разрабатываемой части месторождения составляет 76,16 МПа, что на 6,19 МПа ниже начального пластового давления. В 20 скважинах 1 объекта разработки (Т-5К,11,12,15,21,38,40,72,103,105,106,110,111,112,113, 115,116,317,318,419) идет снижение пластового давления в соответствии с темпом отбора.

Необходимо отметить, что динамика дебитов нефти скважин во времени  типична для всех групп скважин: в начальный период эксплуатации может отмечаться рост дебита в результате очистки призабойной зоны, а также  уменьшения штуцирования скважины, однако после выведения скважины на работу с максимально открытым штуцером наблюдается устойчивое падение дебита. Этого следует ожидать, так как пластовое давление снижается в результате добычи при упруго-замкнутом режиме. Последующее увеличение дебита отмечается только после проведения работ по подключению дополнительных толщин горизонтов в работу, СКО или КГРП. Отмечается, что СКО и КГРП не только увеличивают дебит нефти, но и добавляют запасы нефти, вовлеченные в активную разработку.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Технико-технологическая часть

2.1 Состояние  разработки месторождения

 

Тенгизское месторождение было открыто в 1979 г. бурением скважины Тенгиз -1. Ответственным за первоначальный подсчет запасов Тенгиза и  ежегодные отчеты по запасам до 1993 г. был институт ВолгоградНИПИнефть (на 1 июля 1996 г.).

Подсчет запасов был выполнен КазНИГРИ, он был рассмотрен и утвержден  в апреле 1998 г. Государственным Комитетом  по запасам Республики Казахстан (ГКЗ).

Месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную разработку в апреле 1991 года в соответствии с технологической схемой, составленной институтом «Гипровостокнефть» и утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР в 1986 году (протокол № 1226 от 28.11.86 г.).

Добыча нефти на месторождении увеличилась с 0,94 млн. тонн в год в 1993 году до 13,6 млн. тонн в год в 2005 году. Увеличение добычи произошло за счет разработки сети выходов на мировые рынки при расширении производственных объектов и разработке дополнительной производительности скважин через комбинацию скважин КРС и заканчиваний существующих и бурения новых скважин.

В 1993 году единственным маршрутом  экспорта Тенгизской нефти являлся  трубопровод Атырау – Самара с  производительностью один миллион  тонн нефти в год. ТШО производил стабильное увеличение объема отгрузки нефти по трубопроводу Атырау – Самара до более 3 млн. тонн в год.

Ключевым фактором роста ТШО  за период 1995 – 2001 гг. стало значительное увеличение объема экспортируемой по железной дороги Тенгизской сырой нефти.

В 1995 году ТШО начал отгрузку нефти по железнодорожным путям в Финляндию и Одессу.

К 2000 году ТШО являлся самым крупным  транспортером сырой нефти по железной дороге в мире. В 2000 году ТШО отгрузил 8,2 млн. метрических тонн нефти по железнодорожным путям, в основном в порты Черного моря.

В 2001 году было завершено строительство  Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) и приблизительно 0,9 млн. метрических  тонн Тенгизской сырой нефти было транспортировано по нему в порт Черного моря, г. Новороссийск.

С марта 1999 г. и до декабря 2002 года разработка месторождения осуществляется согласно «проекту опытно-промышленной разработки», выполненному институтом «НИПИмунайгаз» и утвержденному ЦКР РК (протокол № 3 от 25.03.99 г.).

Согласно проекту в период ОПР предусматривалось бурение 19 скважин, расконсервация 7 скважин (28, 29, 31, 41, 45, 109,5050) и углубление бурением 12 скважин (14, 17, 30, 60, 70, 108, 118, 125, 211, 220, 430, 463).

Проводимые ТОО “Тенгизшевройл”  с 1993г. исследования (бурение новых  скважин, отбор и исследования керна, пластовых жидкостей, гидродинамические исследования, трёхмерная сейсморазведка методом 3Д), послужили основой для создания геостатической модели Тенгизского месторождения и выполнения пересчёта запасов нефти, утвержденного ГК3 РК (протокол № 170-02-У от 13-17.08.2002г.). В настоящее время разработка месторождения Тенгиз проводится согласно Технологической схеме разработки месторождения Тенгиз, разработанной ОАО «Гипровостокнефть», утвержденной Центральным Комитетом разработки РК 25 декабря 2002 года. Проектом ОПР запроектирована единая квадратная система размещения скважин с плотностью сетки 200 га/скв. Коэффициент эксплуатации скважин – 0,88; коэффициент использования – 0,809.

Реализация программы бурения/углубления скважин, предложенная в проекте ОПР, представлена в таблице 1.5 по состоянию на 15 октября 2002 года.

 

Таблица 2.1.1 - Скважины, пробуренные  и углубленные за период 1998¸2002 г.г.

Годы	Новые скважины		Углубленные скважины
	номер скважины	количество	номер скважины	количество
1998	5050	1		0
1999		0	47, 220, 463, 118	4
2000	5056	1	1100, 117, 108, 463	4
2001	5034, 5857,5246, 7252, 6846, 6337	6	23, 28, 17, 29	4
2002	5853, 4346,6261, 5435	4	7252, 46, 5246, 116	4
Итого:		12		16

 

По состоянию на 01.05.2006 г. на месторождении  пробурено 132 скважин (таблица 2.1.1). Фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 200 га/скв. Местами сетка уплотнена до 50 га/скв. Значительная площадь месторождения не охвачена разбуриванием.

В действующем фонде находятся 58 скважины, из них дающих продукцию 44 скважины, во временном простое – 14 скважина.

В ликвидированном фонде находятся 14 скважин. В число пробуренных  входит также наблюдательная скважина Т-100. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 2.1.2.

Таблица 2.1.2 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.05.2006г.

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Фонд добывающих скважин	Пробурено	132
	В том числе:
	Действующие	44
	из них фонтанные	44
	ЭЦН	-
	ШГН	-
	бескомпрессорный газлифт	-
	внутрискваженный газлифт	-
	Бездействующие	14
	В испытании	-
	В бурении	-
	Ликвидированные	14
	Наблюдательные	1
Фонд специальных скважины	Пробурено	9
	В том числе:
	Наблюдательные	6
	Нагнетательные	3

Все скважины эксплуатируются фонтанным  способом.

Распределение скважин по объектам эксплуатации выглядит следующим образом: на I эксплуатационный объект работает 51 скважина, совместно I+II объекты эксплуатируют 4 скважины и на III объект – одна скважина Т-10. Однако при рассмотрении состояния вскрытия объектов эксплуатации в скважинах, отмечается неполное вскрытие объекта I в 37 скважинах (в 11 скважинах эксплуатируется только башкирский горизонт, в 6 скважинах – серпуховский, в 3 скважинах – окский, в 12 скважинах – башкирский и серпуховский, в 5 скважинах – не вскрыт перфорацией башкирский горизонт). При этом, скважины, в которых вскрыты два стратиграфических объекта, приурочены к склоновой и бортовой частям. Совместная эксплуатация нескольких горизонтов в скважинах не приводит к пропорциональному увеличению дебитов нефти, хотя и отмечается некоторое их увеличение.

Массовое разбуривание месторождения Тенгиз добывающими и нагнетательными скважинами в ближайшие годы не планируется, так как значительное наращивание добычи нефти возможно только после пуска в эксплуатацию Завода Второго поколения.

В настоящее время ТШО осуществляет большую программу бурения оценочных скважин. К моменту составления технологической схемы разработки было пробурено 15 оценочных скважин, все они вскрыли второй и даже третий объекты.

Рабочая программа бурения и  углубления скважин, утвержденная ГКЗ РК приведена в таблице 2.1.3.

 

Таблица 2.1.3 – Рабочая  программа бурения и углубления скважин

Годы	Ввод скважин из бурения  за год			фонд скважин пробуренных  с начала разработки на начало года	фонд нагнетательных скважин на конец года
	Всего	Добыв.	Нагнет.
2005	11	7	4	120	0
2006	3	3	0	131	4
2007	5	5	0	134	8

 

Восемь  нагнетательных скважин включены в  первую и вторую стадии проекта закачки сырого газа (ЗСГ-1 и 2):

ЗСГ-1 нагнетательные скважины: Т-220, Т-5646 и  Т-5246.

ЗСГ-2 нагнетательные скважины: Т-5044, Т-5242, Т-5444, Т-5447 и Т-5848.