Анализ месторождения Узень

 

1.6. Запасы  добычи нефти

Запасы нефти и газа - важнейший показатель народно-хозяйственной  значимости залежи, месторождения, района и т.п. Чтобы единообразно оценивать  и учитывать запасы ГКЗ разрабатывает  классификацию запасов и инструкции по их применению.

Начальные запасы нефти и  газа были утверждены ГКЗ по XIV горизонта месторождения Узень. При этом был принят коэффициент конечной нефтеотдачи 0,45.

Структура запасов промышленных категорий по состоянию 01.01.2004г. представлена в таблица 1.6.

 

Таблица 1.6.2

Месторождения	Наименование углеводорода сырья *	Горизонт	Начальные извлекаемые запасы нефти тыс. тонн	Извлекаемые запасы нефти на 01.01.04 г. тыс. тонн
Узень	Нефть	XIV	115543	46624
-/-	растворенный газ	XIV	1494 млн. м3	498 млн. м3

 

Из данных таблицы видим, что в XIV горизонте свободный газ и газовая шапка отсутствует.

При учете балансовых запасов  нефти по месторождению и горизонту  на 01.01.2004 год приведено в таблице 1.6.3

Таблица 1.6.3

Месторож-дения	Горизонт	Начальные извлекаемые запасы нефти  тыс. тонн	Добыто нефти тыс. тонн		Извлекаемые запасы нефти на 1998 г. тыс. тонн
Узень		467032	263101	2884	203931
-/-	XIV	91725	6731	793	42054

 

Остаточные запасы нефти  по блокам и горизонтам приведен в таблице 1.6.4

Таблица 1.6.4

Горизонт	Блок	отношение закачку к отбору на 2001 год.				от оставшихся извлекаемых запасы %
		текущее %		накопленное%
XIV		3,4		1,40		0,96
	2 а	1,12		2,29		1,3
на 2002 год
XIV		2,31	1,42		1,11
	2 а	0,78	2,31		1,7
на 2003 год
XIV		1,21	1,43		1,00
	2 а	1,01	2,30		1,2

 

По месторождению Узень  начальные запасы нефти утвержденных в ГКЗ в количестве 467032 тыс. тонн, что составляет 196,35 % извлекаемых  запасов числящихся на балансе ОАО" Узеньмунайгаз”.

 

II. Технологическая часть

2.1. Проектирование  системы разработки месторождения  Узень

В промышленную эксплуатацию месторождение Узень было введено 1965 году в соответствии с генеральной  схемой разработки, составленной ВНИИ в 1965г. и утверждено Центральной  комиссией по разработке МНП. Основные положения генсхемы сводились к следующему:

1. Выделение четырех крупных  эксплуатационных объектов: в I объект включены XIII+XIV горизонты, во II объект - XV+VVI горизонты, в III-объект XVII горизонт и в IV объект - XVIII горизонт.

2. Обязательность поддержания  пластового давления и пластовой  температуры для I, II, III эксплуатационных  объектов.

Для I и II объектов эти мероприятия  предусматривалось осуществлять путем  внутриконтурной закачки горячей  воды в нагнетательные скважины, поперечное расположение рядов которых относительно оси структуры разрезали залежи нефти на полосы (блоки) шириной 4 км.

3. Выделение блоков самостоятельной  разработки: по I объекту - 9, по II объекту  - 5, по III и IV объекту из-за отсутствия  внутриконтурного заводнения блоки не выделялись, поэтому каждую залежь этих горизонтов условно можно рассматривать за 1 блок всего, таким образом, было намечено 16 блоков.

На основании решений  Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений в представленном проекте каждый из XIII-XVIII горизонтов рассмотрен как самостоятельный  объект разработки, а именно: XIII горизонт - I объект, XIV горизонт - II объект, XV горизонт - III объект, XVI горизонт-IV объект, XVII горизонт-V объект и XVIII горизонт - VI объект.

 

 В таблице 2.1.1 приведены  характеристики вариантов.

Вариант разработки горизонтов по плотности сетки скважин

 

Таблица 2.1.1

гори- зонт	вариан- ты	Максим. колич-во свк.		Площадь нефте- носности га/скв.		Начальные извлекаемые запасы, приходящиеся на 1 скважин тыс. тонн
		эксплут.	нагнет.	эксплут.	нагнет + экспл.	экспл	эксплу. (за вы четом запас. отбираемых нагнет. скв. временно дающими нефть)	экспл + нагн. (врем. дающ. нефть)
XIV	1	392	291	61,5	35,3	176,3	172,7	134,9
	2-3	470	318	51,3	30,6	147,02	144,0	117,1

 

Из таблицы видно, что  по варианту 3, имеющим наиболее количество скважин, плотность сетки эксплуатационных скважин (площадь нефтеносности, приходящаяся на 1 скважину) изменяется до 51,3 га/скв. для XIV горизонта.

В каждом из указанных выше вариантов по плотности сетки  скважин рассмотрены различные  подварианты по виду воздействия на пласты при внутриконтурном заводнении: под вариант А - закачка холодной воды до конца разработки залежей нефти, подвариант Б - закачка холодной воды с переходом на закачку горячей воды в 1974-76 гг. и подвариант В - закачка холодной воды с переходом на закачку горячей воды в1976-78 гг

Для каждого блока отдельно по горизонтам были определены расчетные  значение длины и ширины его, а  также в зависимости от вариантов  нагнетания до стягивающего ряда, до первого, второго и третьего рядов эксплуатационных скважин, средние расстояния между  эксплуатационными скважинами во всех рядах.

Технологические показатели разработки определялись для каждого из блоков каждого горизонта с последующим суммированием результатов во времени по всем блокам, т.е. по залежи в целом. В соответствии с принятой методикой расчета технологических показателей по вариантам, учитывающих темп разбуривания горизонтов (варианты II и III), выполнялись в такой последовательности:

1. Строились кривые вытеснения (зависимость накопленной добычи  нефти от накопленной добычи  жидкости при закачке холодной  и горячей воды по всем блокам  каждого из горизонтов)

2. Фактические значения  накопленных объемов жидкости  и нефти и дебита скважин  по жидкости приняты за начальные  условия для последующих расчетов  процесса обводнения во времени.

Далее по кривым Q_Н= t. [Q_ж] определяются объемы нефти соответствующие объемам жидкости.

Величины конечной нефтеотдачи при разработке горизонта, закачке горячей и холодной воды приведены в таблице 2.1.2

 

Таблица 2.1.2

Горизонт	Коэффициент нефтеотдачи		Начальн. балансовые запас. нефти млн. тонн	Извлекаемые запасы нефти, млн. тонн
	при закачке холодной воды	при закачке горячей воды		при закачке холодной воды	при закачке горячей воды
XIV	0,23	0,38	192,0	44,2	73,0

 

1. Разбуривание и ввод скважин в эксплуатацию по варианту 2 завершается в 1973 г., по варианту II - в 1980 г. освоению системы поддержание пластового давления и пластовой температуры по подварианту Б заканчивается в 1976 г., по подварианту В - в 1978г.

2. Вариантам, предполагающим  наиболее высокий уровень добычи  нефти, является вариант III.

3. Максимальный уровень  добычи нефти получен по варианту III Б в 1978г. - 12,72 млн. т/год.

Темп отбора нефти от начальных  извлекаемых запасов - 2,8%, Уровень  добычи жидкости и объем закачки  воды соответственно равны 20,80 млн. т/год  и 34,41 млн. м³/год.

4. При дальнейшей реализации  системы поддержания пластового  давления путем закачки холодной  воды (вариант IIIА) годовые уровни добычи нефти резко снижается от 12,43 до 8,95 млн. т.

2.2 Анализ  состояния разработки месторождения  Узень

По состоянию на 01.01.2004г. из месторождения отобрали 2,915 млн. тонн нефти 196,35 % от балансовых и извлекаемых  запасов, соответственно, обводненность добываемой нефти 68,4 % обводненность фонда скважин 12,4 %. С начала промышленной разработки месторождения (1965 г.) добычу нефти увеличивали нарастающими темпами из года в год. Максимальное увеличение уровня добычи нефти на 2 млн. тонн было в 1972 году. Максимальная “пиковая” добыча нефти 16249 тыс. тонн была достигнута в 1975 году. Через 17 лет после разработки, произошло резкое и глобальное ухудшение в экономической обстановке в месторождение началось в 1992 году. В 2003 году добыли на 2915,9 тыс. тонн нефти, что, на 152 тыс. тонн меньше по сравнению 2002 году. Резкое ухудшение в экономической обстановке в стране началось в 1992 г., что касается на производстве во всех отраслях, в том числе, и в нефтедобыче и, в частности, на месторождении Узень. Приведны в графике 2.2.2 и 2.2.3

 

Анализ состояния разработки месторождения Узень добыча нефти  Q_н и добыча жидкости Q_ж

График 2.2.2

Добыча     Закачка    Добыча

нефти      воды     жидкости.

 

Анализ динамики фонда  скважин месторождения Узень.на 1994-2003гг.

График 2.2.3

n_д,n_наг

 

2.3. Анализ  изменения по обводненности

На месторождении Узень  при применении обычного “стандартного" внутриконтурного заводнения решающую роль в обводнении играет геологическое строение объектов разработки. Геологическое строение обусловило быстрее обводнение добываемой нефти когда было отобрано 4,8% балансовых запасов нефти обводнение составило 68,7%. На месторождении начали применять всевозможные методы направлены, в основном, на увеличение охвата залежей воздействием. В результате этого нагнетаемая вода распространилась по всей площади и проникла во все добывающие скважины. На сегодня все добывающий фонд обводнен в большей или меньшей степени.

За счет остановок - отключения высокообводненных скважин наступил предел эффективности этого, так называемого “мероприятия”. В 2003 году наблюдается вновь увеличения обводнения до 80,0% по горизонтам по 2а блокам составляет 59,4%. (график 2.3.2 и 2.3.3)

По состоянию 01.01.04года наибольшее количество скв. работают при весьма высокой обводненности - 80,0%. Для XIV горизонта они составляет - 46% от общего количества действующих скважин.

 

Анализ динамики изменения  обводнённости по годамместорождения Узень.

График 2.3.1

Анализ динамики изменения  обводненности XIV горизонта по годам.

График 2.3.2

Анализ динамики изменения  обводненности 2 а блока XIV горизонта по годам.

График 2.3.3

Годы

 

2.4. Анализ  динамики основных показателей  разработки

Основные показатели разработки на 01.01.04г. из горизонта добыли - 797,313 тыс. тонн нефти и 2494,2 тыс. тонн жидкости. Приведены в графике 2.4.1

От балансовых запасов  отобрали 124144 тыс. т. от извлекаемых - 42847 тыс. т. Обводненность нефти-68%. Обводненность фонда скважин - 46%. Всего пробурили скважин - 1630. Ликвидировали 153. Действующих добывающих скважин на 2003 г. - 443. Действующих нагнетательных - 141. Остальные скважины находятся в бездействии. Приведены в таблице 2.4.3

Для дальнейшего наращивания  добычи нефти явно не хватало проектных  скважин. Было начато бурение уплотняющих  добывающих скважин и очаговых нагнетательных - в линзах.

Необратимое уменьшение дебита и приемистости привело к тому, что многие скважины, которые имеют  дебит жидкости 12,2 и менее м³/сутки и приемистость, которые 50 м³/сутки, простаивают, хотя формально числятся в действующим фонде.

Ухудшения текущего состояния  разработки 2 а блока связано с  тем, что большинство со стороны  нагнетательных рядов, в следствие низкой приемистости нагнетательных скважин или их полного отсутствия. Дополнительная добыча нефти за счет внедрения технологии снизилось.

 

Анализ динамики состояния  разработки XIV горизонта на 1994-2003гг.

Гафик 2.4.1

Q_н, Q_ж тыс. т.

Q_зак. тыс. м³

 

Средне суточный дебит и коэффициент нефтеотдачи

q_н, q_ж

т/сутки

Годы

Анализ динамики состояния  фонда скважин XIV горизонта на 1994-2003гг.

График 2.4.3

n_д,n_наг.

_скв.

по способам фонтан, газлифт, ШГН.

Показатели разработки XIV горизонта. по 1994-2003гг. 

Анализ динамики разработки по 2а блоку XIV горизонта на 1994-2003 гг.

График 2.4.4

Q_н, Q_ж тыс. т

Q_зак тыс. м³

 

Средне суточный дебит и коэффициент нефтеотдачи

q_н, q_ж

т/сут

Годы

 

 

Анализ динамики состояния  фонда скважин 2 а блока на 1994-2003гг.