АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ ПОДГАЗОВЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

АННОТАЦИЯ

В работе приведены результаты анализа разработки подгазовых нефтяных залежей месторождений Узбекистана. Дана классификация этих объектов. Рассмотрены проблемы и даны рекомендации по совершенствованию системы разработки. Отмечена различная степень эффективности реализованных систем разработки.

ABSTRACT

The paper presents the results of the analysis of the development of gas cap oil deposits in Uzbekistan. A classification of these objects is given. Problems are considered and recommendations for improving the development system are given.

Ключевые слова: подгазовая залежь, классификация, продуктивный горизонт, нефтяная оторочка, массивная залежь.

Keywords:  subgas reservoir, classification, productive horizon, oil rim, massive reservoir..

К настоящему времени в БХНГО накоплен большой опыт разработки ПНЗ. Для этих залежей характерна длительная разработка на различных режимах, часто, особенно в начальной стадии эксплуатации без взаимной увязки отборов нефти из нефтяной части и свободного газа из газовой шапки.

Как видно из табл. 1. объекты исследования вводились в разработку в период с 1974 г. по 1993 г. Скважины размещались на площади нефтеносности по равномерной треугольной сетке с плотностью от 3,3 га/скв. до 36 га/скв. Месторождения Северный Уртабулак и Крук разрабатываются с применением заводнения, при этом с целью продления периода безводной добычи нефти вода закачивается под начальный ВНК. На месторождении Кокдумалак осуществляется как закачка воды под ВНК, так и закачка газа в газовую шапку (сайклинг-процесс). Текущие темпы отбора нефти от начальных извлекаемых запасов нефти на месторождениях Умид, Кокдумалак, Арнияз, Северный Памук составляют всего от 0,028%-0,35%, а на месторождениях Южный Кемачи, Крук, Северный Уртабулак, Западный Крук относительно более высокие от - 0,83% до 1,58%.

На месторождениях Южный Кемачи, Крук, Северный Уртабулак и Западный Крук поддерживается высокой темп отбора жидкости (в % от начальных извлекаемых запасов) от 5,45% до 10,94%, а на остальных месторождениях в пределах от 0,38% до 1,91%.

Естественно, на всех месторождениях обводненность добываемой продукции очень высокая от 77,5% до 91,8% (табл. 2). Вследствие высокой обводненности продукции скважин большая их часть ликвидирована или находятся в фонде ожидающих ликвидацию.

Эффективность реализованной системы разработки на месторождении оценивается по достигнутой величине коэффициентов извлечения нефти, газа и конденсата. На анализируемых месторождениях в зависимости от геолого-физических условий и реализованных систем разработки достигнуты различные их величины. Наибольшие величины КИН достигнуты на месторождениях Крук, Кокдумалак и Северный Уртабулак 38,4; 54,11 и 44,45% соответственно. Данные месторождения имеют относительно значительные нефтенасыщенные толщины и разрабатывались с применением методов поддержания пластового давления при плотных сетках размещения скважин 4,1; 8,7 и 3,3 га/скв. Реализованные на этих месторождениях системы разработки также обеспечили достижение высоких темпов отбора жидкости и нефти.

На месторождениях с эффективной нефтенасыщенной толщиной 8-12 м и разрабатываемых системой первоочередного отбора нефти при консервации газа газовой части достигнуты небольшие значения КИН. При этом КИН в пределах от 5,21% до 11,0% достигнуты на объектах с плотностью сетки скважины 8-10 га/скв., а на объектах с плотностью сетки скважин от 28 до 36,0 га/скв. достигнутая величина КИН менее 5%. Эти объекты также характеризуются низкими темпами отбора жидкости и нефти.

за весь период их разработки. Эксплуатация скважин в слабоанизотропном монолитном горизонте  XV-P  этих  месторождений сопровождался быстрым образованием и прорывом конусов газа и воды, падением пластового давления и дебитов нефти. При этом при установленных в скважинах при безгазовых депрессиях дебиты оказались крайне низкими в пределах до 5 т/сут, что приводило практически к нерентабельности разработки месторождений.

Так как нефтяные оторочки на месторождениях Умид, Южный Кемачи, Арнияз, Северный Памук имеют малую толщину, после изоляции действующего интервала перфорации и перевода на вышележащий интервал эксплуатации скважины не редко оказывались в газодобывающем фонде, т.е. значительная доля извлекаемых запасов нефти после перевода оставались потерянной.

При такой системе разработки в результате непродолжительной безводной и безгазовой добычи нефти, сопровождавшейся быстрыми прорывами вышележащего газа и подошвенной воды, незначительного фонда нефтедобывающих скважин и, следовательно, незначительными темпами отбора, разработка месторождений становились экономически нецелесообразней.

В связи с этим, на месторождениях Умид и Южный Кемачи был осуществлен переход к совместной разработке нефтяной и газоконденсатной частей залежи, одним интервалом перфорации, единой сеткой скважин.

Переход на совместную разработку позволил увеличить текущий темп добычи нефти за счет прорыва свободного газа, который являлся основным рабочим агентом для выноса скважинной жидкости на поверхность, однако в результате эксплуатации скважин при таком режиме наряду со значительным увеличением темпов добычи нефти также происходило увеличение темпов добычи газа. Это приводило к снижению пластового давления и не рациональному расходу пластовой энергии свободного газа, что естественно приводило к потере части извлекаемых запасов нефти. Например, на нефтегазоконденсатном месторождении Южный Кемачи потери КИН после перехода на систему одновременного отбора нефти и газа оцениваются в пределах 4-5%.

Таблица 1.

Основные характеристики реализованной системы разработки

Таблица 2.

Текущие показатели разработки месторождений

Таблица 3.

Состояние фонда скважин (на 01.01.2019 г.)

Таблица 4.

Основные показатели разработки месторождений с подгазовыми нефтяными залежами

* - с учетом добычи обратно закачанного свободного газа при реализации сайклинг-процесса.

Рисунок 1. Динамика темпа отбора жидкости и нефти из месторождений

Кокдумалак, Северный Уртабулак, Крук, Южный Кемачи и Умид:

Геолого-физические условия и реализованные системы разработки оказали существенное влияние и на динамику средней обводненности продукции скважин. Закачка воды под начальный ВНК и последовательный перенос интервалов отбора от текущего положения ВНК к текущему положению ГНК на месторождениях Крук, Кокдумалак и Северный Уртабулак позволило эксплуатировать скважины практически безводной нефтью соответственно в течении 10, 8 и 20 лет . За этот период из этих месторождений было отобрано от извлекаемых и балансовых запасов соответственно: на месторождении Крук 25% и 12%, на месторождении Кокдумалак 15% и 8%, а на месторождении Северный Уртабулак 44% и 22%. Различная степень эффективности на месторождениях реализованных систем разработки хорошо иллюстрирует зависимость КИН от коэффициента промывки пласта (отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти).

Список литературы:

1. Закиров А.А., Турдиев Ш.Ш., Агзамова Х.А. Анализ динамики обводнения продукции скважин  нефтяных  залежей  /  Материалы XIII Международного симпозиума «Фундаментальные и прикладные проблемы науки». – Москва: 2018. –С. 180-184.
2. Закиров С.Н., Закиров И.С. Новый подход к разработке нефтегазовых залежей. – Москва: Недра, 1996. – 163 с.
3. Каршиев А.Х., Турдиев Ш.Ш., Рахимов Ж.Т. Особенности обводнения залежей с высоковязкой  нефтью / Материалы  Республиканской научно-технической конференции «Современные проблемы и перспективы химии и химикометаллургического производства». – Навоий: 2018. –С. 142-144.
4. Комилов Б.А., Раббимов Ж.Ш. Qizota (Yoshlik-II) maydonining tektonik tuzilishini o’rganish // EURASIAN JOURNAL OF ACADEMIC RESEARCH Узбекистон 2022/04/15 https://zenodo.org/record/6480734#.YoyFptxBxdg
5. Латипов З.Ё. Мировое производство и проблемы освоения калийных руд // Марказий Осиё минтақасида замонавий илм-фан ва инновацияларнинг долзарб муаммолари халқаро конференция материаллари. – Жиззах, 2020. С. 173-174.
6. Латипов З.Ё., Бобомуродов А.Й., Хасанов Ш.Р. Выбор параметров системы разработки при отработки панели № 5 на горнодобывающем комплексе Дехканабадского завода калийных удобрений // Universum: технические науки. – Москва, 2022. – №10(103). – С. 11-13.
7. Латипов З.Ё., Мухаммадов А.А., Исмоилов М.И. К вопросу отходов добычи и переработки калийных солей тюбегатанского месторождение // Universum: технические науки. – Москва, 2022. – №4(97). – С. 5-9
8. Махмудов Н.Н., Каршиев А.Х., Эрматов Н.Х., Турдиев Ш.Ш. Особенности и причины различных темпов обводнения скважин залежей высоковязких нефтей Узбекистана // Инновацион технологиялар. – Карши: 2018. –№ 4 (32). –С. 8-11.
9. Раббимов Ж.Ш. Uglerodli pо'latlarning konstruktiv mustahkamligini va korroziyaga bardoshliligini oshirish // EURASIAN JOURNAL OF ACADEMIC RESEARCH, 2(8), 227–234. https://doi.org/10.5281/zenodo.7045370
10. Раббимов Ж.Ш., Дононов Ж.У. Tabiiy gazni dastlabki tayyorlashda jihozlarning ishonchliligiga erishish // Oriental Renaissance: Innovative, Educational, Natural and Social Sciences Scientific Journal. Volume 2 Issue 3 ISSN 2181-1784 Impact factor:5.947 Узбекистон 2022/03 https://www.oriens.uz/uz/journal/article/tabiiy-gazni-dastlabki-tayyorlashda-jihozlarning--ishonchliligiga-erishish/
11. Раббимов Ж.Ш., Комилов Б.А. Murodtepa maydonida o'tkazilgan sinov ishlarining natijalari // EURASIAN JOURNAL OF ACADEMIC RESEARCH, 2(9), 20–27. https://doi.org/10.5281/zenodo.7053971
12. Турдиев Ш.Ш., Раббимов Ж.Ш. Qatlamdan kelayotgan oqimni jadallashtirish maqsadida qatlamga kislotali ishlov berish (Murodtepa maydoni misolida) // EURASIAN JOURNAL OF ACADEMIC RESEARCH Узбекистон 2022/03/12 https://zenodo.org/record/6480734#.YoyFptxBxdg
13. Турдиев Ш.Ш., Эрматов Н.Х., Мейлиев Х.Б., Авлакулов А.М. Влияние геологических и технологических факторов на обводнение продукции скважин подгазових нефтяных залежеймассивного типа // Инновацион технологиялар. -Қарши. 2021. №4(44). -B. 7-9.
14. Турдиев Ш.Ш. Oil and gas perspectives using the screw bar pump // Web of Scientist: International Scientific research journal. ISSN: 2776-0979, Volume 3, Issue 8, Aug., 2022 Pp-377-383.