ОПТИМАЛЬНЫЕ И РАЦИОНАЛЬНЫЕ УСЛОВИЯ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

АННОТАЦИЯ

В статье рассмотрена эффективность реализованных систем разработки на нефтегазоконденсатном месторождении Умид. В результате анализа и оценки эффективности реализованных систем разработки на месторождении Умид выявлено, что совместная система разработки залежи как единый объект разработки, приводит к потере части запасов в общей доле запасов месторождения и уменьшение коэффициентов извлечения происходит обратно пропорционально запасам объединяемых горизонтов. Кроме этого, установлено, что из-за совместной или раздельной системы разработки залежей в конкретных скважинах могут быть получены, как положительные (увеличение извлекаемых запасов нефти), так и отрицательные (уменьшение извлекаемых запасов нефти) результаты. При этом совместная разработка залежей одной скважиной, расположенных в сводовой части, приводит к росту извлекаемых запасов, тогда как в скважинах, расположенных в периферийной части (вблизи ВНК) к их уменьшению.

ABSTRACT

The article examines the effectiveness of the implemented development systems at the Umid oil and gas condensate field. As a result of the analysis and assessment of the effectiveness of the implemented development systems at the Umid field, it was revealed that the joint system of deposit development as a single development object leads to the loss of part of the reserves in the total share of the field reserves and the reduction in recovery factors occurs in inverse proportion to the reserves of the combined horizons. In addition, it has been established that due to a joint or separate system of reservoir development in specific wells, both positive (increase in recoverable oil reserves) and negative (decrease in recoverable oil reserves) results can be obtained. At the same time, the joint development of deposits with one well located in the arched part leads to an increase in recoverable reserves, while in wells located in the peripheral part (near the OWC) it leads to their decrease.

Ключевые слова: система разработки, нефтегазоконденсатное месторождение, технологические показатели, темп отбора, добыча, бурение, совместная разработка, раздельная разработка, плотность сетки, эффективность, обводненность, выработка запасов, нефтяная оторочка, коэффициент извлечения нефти.

Keywords: development system, oil and gas condensate field, technological indicators, recovery rate, production, drilling, joint development, separate development, grid density, efficiency, water cut, reserves production, oil rim, oil recovery factor.

Введение

Как известно, под системой разработки понимается определенный порядок выполнения подготовительных и очистных работ, увязанный в пространстве и во времени. Выбор системы разработки определяется многими факторами, среди которых следует назвать: мощность и строение разрабатываемого пласта полезного ископаемого; его угол падения; крепость пород, слагающих пласт, и крепость вмещающих пород; строение непосредственной и основной кровли и устойчивость пород, их слагающих; газоносность и обводненность пласта и вмещающих пород; нарушенность пласта и пород; глубина разработки и др.

Система разработки должна обеспечивать:

– безопасность трудящихся, занятых на подготовительных и очистных работах;

– получение высоких технико-экономических показателей (в частности, минимальной себестоимости добычи и максимальной производительности труда);

– минимальный, научно обоснованный уровень потерь полезного ископаемого в недрах.

В настоящее время исследователями предложено довольно много классификаций систем разработки, каждая из которых позволяет классифицировать системы разработки по тем или иным важным, с точки зрения исследователя, признакам.

Все системы разработки классифицируются по одному основному и трем дополнительным признакам. Основной признак классификации – разделение пласта на слои. По этому признаку все системы разработки делятся на две группы:

– системы разработки без разделения пласта на слои;

– системы разработки с разделением пласта на слои.

Сущность систем разработки с разделением пласта на слои заключается в том, что каждый выделенный слой разрабатывается как самостоятельный пласт. Основным фактором, определяющим отнесение системы разработки к одной из указанных выше групп, является мощность пласта. При мощности пласта до 3,5 м применяются системы разработки без разделения пласта на слои. При мощности пласта более 6-7 м применяются системы разработки с разделением пласта на слои, а при мощности пласта от 3,5 до 6-7 м возможно применение систем разработки как с разделением на слои, так и без разделения.

Системы разработки без разделения на слои часто называют системами разработки с выемкой пласта на полную мощность. При этом имеется в виду не соотношение геологической и вынимаемой мощности пласта, а лишь тот факт, что система разработки не предусматривает выделения слоев при разработке пласта.

Одной из передовых систем разработки многопластовых месторождений в 40-50 годах ХХ века считалось объединение нескольких продуктивных пластов в один объект разработки. Эта система позволяла значительно сократить общее количество скважин и относительно быстро достигать максимальных уровней добычи, что отражалось и на экономических показателях, т.к. сроки окупаемости капитальных вложений существенно сокращались.

Однако опыт разработки этих месторождений и исследования, проведенные в последние годы, показывают, что совместная разработка нескольких пластов одной сеткой скважин, т.е. объединение их в единый объект эксплуатации, приводит к значительным потерям нефти в пластах [1, 9, 10, 11]. В связи с этим на многих месторождениях проводятся работы по разукрупнению эксплуатационных объектов, созданию самостоятельных сеток скважин для дренирования пластов, не работающих при совместной эксплуатации с другими более продуктивными пластами.

Данная проблема, в основном, изучена для геолого-физических условий месторождений с обычными (маловязкими) нефтями [2-6].

Разработка и эксплуатация месторождений углеводородов в силу своих горно-геологических условий их залегания и физико-химических свойств, требуют к себе системного подхода при решении сложных задач, так как месторождения углеводородов, после ввода первой скважины в эксплуатацию, в силу нарушения естественного термобарического баланса, переживают необратимые изменения.

Необходимо отметить, что в последнее десятилетие состояние отечественной нефтегазодобывающей отрасли характеризуется объективным ухудшением структуры запасов углеводородного сырья всех основных эксплуатируемых нефтяных месторождений Узбекистана, которые перешли в категорию так называемых «трудноизвлекаемых» – как по технологичности извлечения, так и по структуре остаточных запасов. Вследствие чего, наметилась тенденция резкого снижения добычи жидких углеводородов (УВ). В связи с этим, повышение степени извлечения нефти на длительно разрабатываемых объектах является одной из первостепенных задач нефтегазовой отрасли Республики Узбекистан.

Обобщая выводы исследователей, занимающихся данной проблемой, остаточные запасы нефти (примем их за 100 %) по видам количественно распределяются следующим образом [2-6, 12]:

- низкая сосредоточенность запасов по территории;

- низкие значения плотности сетки скважин (не позволяет увеличить темп отбора);

- высокая степень не освоенности и консервации запасов;

- концентрация геологических запасов нефти на месторождениях с низкой степенью выработанности, малыми нефтенасыщенными толщинами, сложными геологическими условиями;

- степень выработанности запасов (50%) крупных месторождений с большими и средними запасами.

С учетом того, что почти все нефтяные месторождения Узбекистана находятся на поздней стадии разработки, то вопрос применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) для повышения эффективности разработки месторождений является особенно актуальным.

Одним из таких объектов, авторами было выбрано нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) Умид. Начальное пластовое давление на НГКМ Умид составляло 276,5 кгс/см², пластовая температура на середину этажа газоносности – +100,2°С. Начальное конденсатосодержание пластового газа, принятое в подсчете запасов, составляет 55,9 г/м³. Эффективная насыщенная толщина колеблется от 5 до 9 м.

Нефтяная часть месторождения Умид была введена в пробную эксплуатацию разведочной скважиной № 4 в 1979 г. В мае 1982 г. в эксплуатацию вступила скважина № 8, но через непродолжительное время была законсервирована до августа 1984 г.

На динамике основных технологических показателей разработки (рис. 1), хорошо выделяется период с 1979 по 1983 гг., характеризуемый минимальным фондом действующих скважин (1-2 ед.). Максимальный отбор нефти в этот период приходится на 1981 г. (13,14·10³ т), после которого, с ростом количества попутно добываемой воды, отборы нефти снизились до 1,2·10³ т (1983 г.).

Рисунок 1. Динамика добычи углеводородов по месторождению Умид

В 1985 г. выполнен проектный документ [7], учитывающий результаты опытно-промышленной эксплуатации НГКМ Умид. В данной работе предполагалось разбуривание залежи 70-ю добывающими скважинами при плотности сетки 500×600 м и в дальнейшем перейти на закачку сухого газа обратно в пласт. В связи с этим, началось интенсивное разбуривание месторождения, максимальный годовой отбор нефти был достигнут в 1987 г. – в объеме 33,22 тыс. т при действующем фонде 27 ед. скважин (рис. 1). В последующие годы наблюдается снижение годового отбора нефти.

Период интенсивного разбуривания месторождения с 1984 по 1988 гг. характеризуется достижением локального максимума годового отбора нефти в 1987 г. – 33,22·10³ т при действующем фонде из 29 скважин. После 1987 г. годовой отбор нефти снижается, хотя фонд скважин остается практически постоянным (26-29 ед.). Средний газовый фактор в этот период не превышал 130 м³/т.

В 1989 г. фонд нефтедобывающих скважин достиг 29 ед., а также началась разработка газоконденсатной части залежи с начальным действующим фондом из 3 скважин.

Начиная с 1989 г. наметилась тенденция к росту газового фактора, в добываемой нефти, который увеличился почти в 3 раза относительно своего среднего значения за предыдущий период. Данное обстоятельство явилось показателем широкомасштабного загазовывания нефтедобывающих скважин. Таким образом, с целью установления некоторого равновесия в отборах нефти и газа, и сохранения условной стационарности газонефтяного контакта, с июня 1989 г. в разработку была введена газоконденсатная часть НГКМ Умид (рис. 1).

Увеличение годового отбора нефти за период с 1991 г. по 1993 г. при действующем фонде скважин из 25-26 ед. вероятнее всего обусловлено изменениями в технологическом режиме работы добывающих скважин, в частности с увеличением депрессии на пласт. Данная практика в условиях разработки такого типа залежей приводит к резкому увеличению количества попутно добываемой воды. Так, среднее содержание воды в продукции скважин в 1993 г. составило 11,1 %, а в 1995 г. уже 51,5 % (рис. 1).

В 1998 г. фонд нефтедобывающих скважин резко сократился с 25 (1998 г.) до 5 скважин (1999 г.), что связано с остановкой обводненных и загазованных скважин по причине их нерентабельной эксплуатации.

В 2001 г. в работе [9] рассмотрен вариант разработки НГКМ Умид имеющимся фондом нефтедобывающих скважин с одновременным стабильным отбором свободного газа из газовой шапки (проектные КИН – 0,034, КИГ – 0,72 и КИК – 0,51).

При этом отметим, что до 2004 г. разработка месторождения была направлена на опережающую выработку нефтяной части залежи. При этой системе разработки после непродолжительной безводной и безгазовой добычи нефти имели место быстрые прорывы вышезалегающего газа и подошвенной воды. К 2004 г. годовая добыча нефти снизилась до 4,78·10³ т, при газовом факторе 2748,3 м³/т.

С целью увеличения добычи жидких УВ, в 2005 г. в работе [2] предложен вариант одновременной системы разработки нефтяной оторочки и газоконденсатной части залежи единой сеткой скважин на истощение с бурением 12 скважин (проектные КИН – 0,071, КИГ – 0,94).

Принятая система разработки позволила увеличить добычу нефти в 2006г. в 4 раза по сравнению с 2005 г. На начальном этапе реализуемая система одновременной разработки позволила значительно увеличить добычу нефти. Но, вместе с тем, в результате высоких темпов совместной добычи из-за прорыва газа из газовой шапки происходило значительное увеличение добычи газа. В 2006 г. добыча газа увеличилась в 2 раза по сравнению с 2005 г. В то же время, несмотря на хороший прирост добычи нефти в результате высокого темпа совместного отбора нефти и газа, происходит продвижение нефтяной оторочки в газоконденсатную часть НГКМ Умид, что вероятно обуславливало, размыв нефтяной оторочки и потери нефти в пласте. В последующие годы фонд нефтедобывающих скважин уменьшился в 2 раза из-за высокой обводненности (рис. 1).

В следствие этого, с 2005 г., как это видно из динамики технологических показателей (рис. 1), увеличился фонд газодобывающих скважин, и, как следствие, добыча свободного газа. При этом эксплуатация нефтедобывающих скважин с прорывным газом обусловила рост годовой добычи нефти и уменьшение количества попутно добываемой воды. Это обстоятельство объясняется повышением выноса нефти форсированным отбором газа из скважин, что обеспечивается установлением интервалов перфорации скважин вблизи ГНК, а в некоторых скважинах – в зоне ГНК.

Максимальная годовая добыча нефти достигнута в 2006 г. в объеме 58,9 тыс. т, при максимальным на тот период действующем фонде добывающих скважин из 31 ед. (рис. 1).

С 2007 г. наблюдается заметное увеличение темпов обводнения, как нефтяных, так и газовых скважин.

Результаты и обсуждения

Увеличение темпов отбора углеводородов из НГКМ Умид обусловлено, с одновременным увеличением активности подошвенных вод, что в свою очередь, сказалось на снижении темпа падения пластового давления.

В 2010 г. составлен проектный документ [13]. В этом документе предусматривалась разработка НГКМ Умид с разбуриванием нефтяной оторочки в зонах безопасных в отношении рапопроявлений, с высокими значениями остаточных запасов нефти, по 2 скважины в год. Одновременно с отбором пластовых флюидов предусматривался неконтролируемый отбор свободного газа из шапки [13].

Как было отмечено выше, первоначально переход на совместную разработку нефтяной и газовой частей НГКМ Умид позволил значительно увеличить темп добычи нефти за счет прорыва свободного газа, который является 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. В этом случае некомпенсируемый отбор газа обуславливает к продвижение нефтяной оторочки и подошвенной пластовой воды в газоконденсатную часть залежи и возможный потери нефти из-за смачивания коллектора последней.

Прорыв газа газовой шапки и образование конусов обводнения приводят к неравномерному вытеснению нефти и, следовательно, уменьшению коэффициента нефтеотдачи. Это также указывает на низкую эффектность системы разработки с точки зрения добычи нефти. В результате эксплуатации скважин при таком режиме с 2012 г. темп добычи нефти стал падать. Все это привело к снижению коэффициента конечной нефтеотдачи.

Также необходимо отметить, что помимо нефтегазодобывающих, в ряде газодобывающих скважинах наблюдались высокие значения обводненности добываемой продукции (рис. 1), что может свидетельствовать о заметном подтягивании водяных конусов.

На 01.01.2024 г. фонд нефтедобывающих скважин составил 3 ед., а годовая добыча нефти в 2023 г. – 1,9 тыс. т., при её обводненности 89,3 %.

Всего по состоянию на 01.01.2024 г. из месторождения Умид извлечено:

• нефти – 853,6∙10³ т;
• растворенного газа – 441,8∙10⁶ м³;
• свободного газа – 17229,5∙10⁶ м³;
• конденсата – 729,3∙10³ т;
• коэффициент извлечения нефти (КИН) – 5,3;
• коэффициент извлечения газа (КИГ) – 83,7;

На 01.01.2024 г. достигнутый коэффициент нефтеотдачи составил 0,053, тогда как утвержденный – 0,098 [1], т.е. в целом реализуемая система разработки не вполне эффективна с точки зрения добычи нефти. В связи с потерями нефти в пластовой воде, в дальнейшем предлагается разработка газоконденсатной части месторождения Умид, системой скважин с забуриванием бокового ствола. Кроме того, для обеспечения более полного выноса жидкости с забоев добывающих скважин, рекомендуется обустройство промысла «Умид» низконапорными ДКС [8]. В связи с полной разбуренностью месторождения и с учетом рапоносных зон в геологическом строении залежи, в дальнейшем для разработки газоконденсатной части месторождения Умид вместо бурения новых скважин, предлагается восстановление скважин из бездействующего фонда посредством ЗБС.

Заключение

В результате анализа и оценки эффективности реализованных систем разработки на НГКМ Умид сделаны следующие выводы.

1. Система совместной разработки залежи как единый объект эксплуатации, даже при близких геолого-физических условиях, в целом приводит к потере части запасов. При этом, уменьшение КИН происходит обратно пропорционально запасам объединяемых горизонтов, в общей доле запасов месторождения.

2. Из-за совместной или раздельной системы разработки залежей в конкретных скважинах могут быть получены, как положительные (увеличение извлекаемых запасов нефти), так и отрицательные (уменьшение извлекаемых запасов нефти) результаты, при этом:

- совместная разработка залежей одной скважиной, расположенных в сводовой части, приводит к росту извлекаемых запасов, тогда как в скважинах, расположенных в периферийной части (вблизи ВНК) к их уменьшению;

- раздельную разработку залежей желательно проводить на относительно ранней стадии эксплуатации, т.к. со временем эффективность этого мероприятия резко снижается.

3. В многофазных эксплуатационных объектах с порово-трещинными типами карбонатных коллекторов и плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на конечное значение КИН. Увеличение КИН в результате уплотнения сетки скважин свидетельствует о вовлечении в разработку неохваченных первоначальной сеткой скважин запасов, заключенных в линзах, тупиковых зонах и застойных участках между скважинами.

4. Система разработки с объединением нескольких горизонтов в единый объект эксплуатации, может быть использована и экономически оправдана, когда имеется базовый горизонт, в котором сосредоточены основные запасы. Остальные объединяемые горизонты углеводородов из-за незначительности их запасов, необходимо разрабатывать самостоятельной сеткой скважин.

Список литературы:

1. Дивеев И. И. Уточнение геологического строения, построение трехмерной геолого-геофизической модели и пересчет запасов нефти и газа месторождения Умид: отчет о НИР / АО «УзЛИТИнефтгаз». – Ташкент, 2016.
2. Закиров А. А. Оценка перспектив дальнейшего освоения газоконденсатной части месторождения Умид // Проблемы энерго- и ресурсосбережения. – 2005. – № 1. – С. 37–40.
3. Ирматов Э. К., Агзамов А. Х. Заводнение нефтяных месторождений с осложненными горно-геологическими условиями и пути повышения его эффективности. – Ташкент: Фан, 1992. – 61 с.
4. Ирматов Э. К., Агзамов А. Х., Закиров А. А. Перспективы разработки месторождения Умид // Роль физико-математических наук в современном образовательном пространстве: сб. матер. науч.-практ. конф. – Атырау (Казахстан), 2005. – С. 121–123.
5. Ирматов Э. К., Агзамов А. Х., Ибрагимов М. Х. Нефтеотдача месторождений межгорных впадин Средней Азии с осложненными геолого-физическими условиями и пути её увеличения. – Ташкент: АН РУз, НПО «Кибернетика», 1992. – 44 с.
6. Ирматов Э. К., Агзамов А. Х., Хужаеров Б. Х. Основные дискуссионные вопросы нефтегазового дела. – Ташкент: ООО «ANTEL ART», 2013. – 116 с.
7. Мукук К. В. Проект пробной эксплуатации месторождения Умид: отчет о НИР / ОАО «УзЛИТИнефтгаз». – Ташкент, 1983.
8. Назаров У. С., Шевцов В. М. и др. РД «Постоянно действующая геолого-технологическая модель месторождения углеводородов» RH 39.0-105:2012 / АО «O’ZLITINEFTGAZ». – Ташкент, 2012.
9. Посевич А. Г. и др. Уточненный проект разработки месторождения Умид: отчет о НИР / ОАО «УзЛИТИнефтгаз». – Ташкент, 2001.
10. Соколов В. И. и др. Подсчет запасов газа, нефти и конденсата месторождения Умид в Узбекской ССР (по состоянию на 01.11.1982 г.): отчет о НИР / ПГО «Узбекгеофизика». – Геофизика, 1982.
11. Сыртланов А. Ш., Исхаков И. А., Гайнуллин К. Х. и др. Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу на примере Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 5. – С. 77–81.
12. Чуносов П. И. Количественная оценка влияния геолого-технологических параметров терригенных коллекторов эксплуатационного объекта на нефтеотдачу при заводнении // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 4. – С. 52–54.
13. Шахназаров Г. А. и др. Проект разработки месторождения Умид: отчет о НИР / ОАО «УзЛИТИнефтгаз». – Ташкент, 2010.