Месторождение Узень

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Казахский национальный технический университет имени К.И. Сатпаева

Институт нефти и газа

Кафедра Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Отчет по практике

Месторождение Узень

Выполнил: Шумилов С.Ю.

Группа: НДб-04-1р

Специальность: 050708

АЛМАТЫ 2009

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная и газовая отрасли промышленности занимают одно из ведущих мест в народном хозяйстве Республики Казахстан, в значительной мере способствуя развитию прогресса, а тем самым и благосостоянию общества, более 30% современного мирового потребления топливно-энергетических ресурсов приходится на долю нефти.

Добыча нефти и газа являются наиболее интенсивно развивающейся отраслью в экономике Казахстана. В условиях интенсификации процессов освоение нефтегазовых месторождении вопросы повышение эффективности работы скважин и подготовки нефти становятся все более необходимой задачей требующих неотлагательных решений.

При добыче нефти происходит образование устойчивых нефтяных эмульсий, что приводит к большим потерям нефти и загрязнению сточных вод. Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений создает серьезные осложнения при добыче, сборе и подготовке нефти, связанные с образованием водонефтяных эмульсий.

Нефть месторождения Узень отличается высоковязкостью и высоким содержанием парафина и асфальтеносмолистых веществ. Современные способы и приемы обезвоживания и обессоливания нефти (отстаивание в резервуарах или отстойниках, использование электрических полей различной конфигурации и напряженности, а также гидродинамические методы, различные виды промывок нефтяных эмульсий, применение коалесцирующих фильтров и др.) представляют собой разновидности химического деэмульгирования. Только деэмульгаторы обеспечивают необратимое разрушение защитных слоев смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) на поверхности капель эмульгированной воды. Использование добытой сырой нефти возможно при условии удаления из нее эмульгированной воды, так как присутствие солей в пластовой воде увеличивает коррозию оборудования, нейтрализует катализаторы нефтехимических процессов и повышает зольность конечных продуктов переработки нефти.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении Узень

Месторождение Узень расположено на полуострове Мангышлак, в южной пустынной части, известной под названием Южно-Мангышлакского прогиба.

В административном отношении территория месторождения входит в состав Мангыстауской области Республики Казахстан (рисунок 1).

Областной центр г.Актау находится в 150 км от месторождения Узень. Ближайшими населенными пунктами месторождения являются: поселок Жетыбай - 67 км, поселок Курык - 150 км, г.Жанаозен - 55 км, и в непосредственной близости - нефтепровод Узень-Актау и газопровод Тенге-Жетыбай-Актау.

Перевозка груза осуществляется автомобильным и железнодорожным транспортом.

Рельеф территории имеет сложное строение за счёт сильной расчленённости. Центральную часть Южно-Мангыстауского района занимает обширное плато, сложенное преимущественно известняками сарматского возраста и имеющее региональный наклон в юго-западном направлении. Максимальные абсолютные отметки на севере достигают 260 м, а в южной части понижаются до 200 м.

В центральной и южной частях района обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая минимальную абсолютную отметку минус 132 м.

Рельеф в районе Узеньского месторождения имеет сложное строение. Центральную часть занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракшин. На западе и северо-западе в пределах площади месторождения плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень.

Южный Мангышлак богат местным строительным материалом - известняком-ракушечником, запасы которого весьма велики.

Сарматские известняки и глины, которыми сложено плато, на западе в виде выступа, называемого Хумурунским, вдаются во впадину Узень. Впадина Узень занимает площадь около 500 км². Дно впадины изрезано глубокими оврагами. Минимальная абсолютная отметка впадины +30 м.

В восточной части площади месторождения расположена впадина Тунгракшин. Она вытянута в меридиональном направлении. Размеры и глубина ее уступают размерам впадины Узень. Абсолютная отметка составляет +132 м.

Климат района континентальный. Лето жаркое и продолжительное. В отдельные годы температура воздуха повышается до плюс 45°С. Зима малоснежная с сильным ветром, нередко буранами. Среднегодовая скорость ветра 6-8 м/с. В наиболее холодные зимы морозы достигают минус 30°С.



Рисунок 1.1 Обзорная карта района

Масштаб 1 : 3 000 000

Месторождение Узень приурочено к крупной антиклинальной складке субширотного простирания размерами 45Ч10 км, которая расположена в восточной части Жетыбай-Узеньской тектонической ступени и выделяется своими крупными размерами. На севере Узеньское поднятие отделяется неглубоким Кызылсайским прогибом от восточной периклинали Беке-Башкудукского вала, на юге - узким прогибом от соседнего Тенгинского поднятия, на западе - через небольшую седловину соединяется с Карамандыбасским поднятием, на востоке - круто погружается в районе впадины Тунгракшин .

Узеньская складка относится к типу брахиантиклинальных. Отношение длинной оси к короткой составляет 3:1. Складка асимметрична: свод ее смещен к востоку, в результате чего восточная периклиналь короче, чем северо-западная. Южное крыло более крутое. Углы падения пород по кровле ХIII горизонта достигают 6-8°. Северное крыло складки значительно положе: углы падения в восточной части изменяются от 3 до 4°, в западной - от 30 до 1°. Резко асимметричны также периклинальные окончания Узеньской складки. Северо-Западная периклиналь пологая, сильно вытянутая. Восточная периклиналь короткая, клинообразной формы.

Узеньская брахиантиклиналь протягивается в общем направлении с востока - юго-востока на запад - северо-запад. Ось складки несколько изогнута. В районе восточной периклинали ось складки имеет широтное направление. В присводовой зоне оно меняет свое простирание на западное - северо-западное, а затем на северо-западное.

Структура осложнена рядом куполовидных поднятий с амплитудой до 50 м., характеризующихся локальным распространением и наиболее четко прослеживающихся по нижним горизонтам. Наиболее крупными из них являются Основной свод, Северо-Западный, Хумурунский, Западно- и Восточно-Карамандыбасский, Парсумурунский, Аксайский купола. В практике разработки участвуют только три купола - Парсумурунский, Северо-Западный и Хумурунский. [1]

1.2 Стратиграфия

Глубоким разведочным бурением на месторождении Узень вскрыта осадочная толща мезозойских пород, мощностью около 3600 м., в строении которой принимают участия осадки триасового, юрского, мелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возрастов. Выделения их основано на палеонтологических данных, полученных при изучении керна из скважин и на сопоставлении с аналогичными отложениями других районов Мангышлака. Границы между отделами, ярусами и подъярусами в большинстве случаев проводятся условно, главным образом по электрокоротажу. За последнее время в результате обработки микрофауны и спорово-пыльцевых исследований стало возможным несколько изменить и уточнить имеющиеся стратиграфические схемы.

В геологическом разрезе месторождения установлено 26 песчаных горизонтов приуроченных к меловым и юрским отложениям. Горизонты I - XII (сверху вниз) мелового возраста - газоносны, XIII - XVIII горизонты - верхне и среднеюрского возраста представляют собой основной этаж нефтегазоносности месторождения, на отдельных куполах нефтегазоносны XIX - XXIV горизонты нижнеюрского возраста.

Пермо-триасовые отложения (РТ), являются самыми древними породами на месторождении Узень.

Пермская система (Р)

Верхняя Пермь представлена толщей тёмных полимиктовых песчаников и чёрных сланцев со следами глубокого метаморфизма. Отложение нижнего яруса триаса (Т) представлено бурыми аргиллитами и среднезернистыми песчаниками. Толщина этих отложений на южном Мангышлаке достигают 440 метров, кровля их имеет следы размыва.

Оленские и среднетриасовые породы образуют единую, достаточно однородную серию чёрных и тёмно-серых аргиллитов, известняков, алевролитов с прослоями песчаников и кислых туфов. Эти отложения отделены в единую южно-мангышлакскую серию, общая толщина которой 1500 - 1600 метров. на (рисунке 2). установлена нефтегазоносность в отложениях ааленского, байосского, ярусов среднеюрского и верхнеюрского отделов нефтегазоносность тектоника энергетический залежи

Юрская система (J)

В отложениях юрской системы выделяются все три отдела: нижний, средний, верхний общей толщины 1300 м.

Нижний отдел (J₁)

Нижегородская часть разреза представлена чередованием песчаников алевролитов и глин. Песчаники серые и светло-серые преимущественно мелко и среднезернистые. Реже встречаются крупнозернистые разности со значительной примесью гравийных зёрен. Иногда песчаники переходят в светло-серые алевролиты или глинистые песчаники.

Цемент песчаников и алевролитов глинистый или глинисто-кремнистый. Глины имеют серую и тёмную, реже буроватую окраску. Они обычно аргиллитоподобные и обогащены углистым веществом. Чередование песчаников, алевролитов и глин в основном с косой слоистостью.

Ааленский ярус (J_{2 а})

Ааленский ярус сложен в основном грубообломочными, песчано-галечниковыми породами и может рассматриваться в качестве базальной толщи среднеюрского разреза. В разрезе яруса преобладают серые и буроватые разнозернистые песчаники среди которых наиболее широко развиты средние и крупнозернистые разности. Последние нередко переходят в гравелиты. Состав цемента у ааленских песчаников и гравилитов преимущественно глинистый, реже карбонатный и контактного типов. В виде маломощных довольно многочисленных прослоев среди песчаников и гравилитов присутствуют мелкогаличные конгломераты. Глины обычно серые, тёмно-серые, иногда с буроватым оттенком, плотные, аргеллитоподобные.

Граница между ааленским и байосским ярусами проводится по подошве XXII горизонта. Общая толщина яруса достигает 330 м.

Байосский ярус (J_{2 b})

Байосские отложения распространены наиболее широко и выделяются повсеместно. Отложения байосского яруса представлены в основном континентальными и лагунно-континентальными фациями, сложенными алевролитами и глинами с включениями обугленной растительной органикой, прослоями и линзами углей. В отложениях байосского яруса наблюдаются преобладания глинистых и алевролитистых пород нижней части разреза и песчаных в верхней части. По методологии и споровопыльцовому комплексу отложения байосского яруса подразделяются на два подяруса. Толщина их изменяется от 500 до 520 и более метров.

Нижний байос (J_{2 b1})

Отложение этого подяруса имеют общую толщину 470 м.,они и представлены чередованием глин, песчаников и алевролитов с многочисленными прослоями и включениями углистого вещества. Переслаивание пород главным образом тонкослоистые. Песчаники и алевролиты имеют в основном серую и светло-серую окраску, иногда с бурым и желтоватым оттенками.

1.3 Тектоника

Узеньская структура расположена в северной приподнятой части Жетыбай-Узеньской тектонической ступени, приуроченной к северному горизонту Южно-Мангышлакского прогиба. Она занимает наиболее высокое структурное положение и выделяется своими крупными размерами. Узеньская структура протянулась в направлении с востока и юго-востока на запад и северо-запад. На севере она граничит с южно-восточной периклиналью, от соседнего Тенгизского поднятия. На западе Узеньская складка соседствует с Карамандыбасской структурой. В восточной части площади, в районе восточного окончания впадины Тунгракшин, Узенское поднятие круто погружается.

Месторождение Узень приурочено к крупной антиклинальной складке субширотного простирания размерами 45*10 км и амплитудой 340 м. Строение складки ассиметричное: южное крыло несколько круче северного. Если в пределах последнего угол падения пород не превышает 3-4', то на южном они достигают 5-6'. С глубиной кроме увеличения углов падения отсутствуют значительные изменения структурного плана поднятия.

В западной части структуры выделяются имеющие нефтяные залежи купола: Северо-западный и Парсумурунский.

Небольшой по размерам Парсумурунский купол осложняет южнее крыло Узеньской структуры. По кровле 18 горизонта амплитуда поднятия достигает 30 метров, а размеры составляют 2,90,9 км.

Северо-западный купол осложняет северное крыло Узеньской структуры. Размеры поднятия составляют 3,52 км, амплитуда 32 км. [2,3].

К центральной части Узеньского поднятия примыкает Хумурунский купол, также имеющий нефтяные залежи. Размер купола по кровле 14 горизонта составляет 10,84,5 км, амплитуда 105 м. Характеристика залежей представлена в таблице 1.1 и структурная карта - на рисунке 1.2.

Таблица 1.1

Характеристика залежей

Площадь, блок, купол	горизонт	Залежь	Тип залежи	Характер насыщения залежи	Размеры залежи,
					Площадь нефтеносности, тыс.м2	Высота залежи м
Основная площадь	13	А	пл.сводовая	нефтяная	178758	335
		Б	пл.сводовая	нефтяная	106748	323
		В	пл.сводовая	нефтяная	225327	314
		Г	пл.сводовая	нефтяная	203733	305
		Д	пл.сводовая	нефтяная	167340	295
	14	А	пл.сводовая	нефтяная	187879	279
		Б	пл.сводовая	нефтяная	188261	273
		В	пл.сводовая	нефтяная	129789	247
	15	А	пл.сводовая	нефтяная	93727	221
		Б	пл.сводовая	нефтяная	92252	208
		В	пл.сводовая	нефтяная	44547	184
	16	1	пл.сводовая	нефтяная	65231	171
	16	2	пл.сводовая	нефтяная	48595	149
	17	А	пл.сводовая	нефтегазовая	37456	137
	17	Б	пл.сводовая	нефтегазовая	33240	130
	18	А	пл.сводовая тектон.экранир	нефтяная	14311	72
		Б	пл.сводовая тектон.экранир	нефтяная	9128	50
		В	пл.сводовая тектон.экранир	нефтяная	7635	40

1.4 Нефтегазоносность

Толщина продуктивной толщи 13-18 горизонтов составляет более 300 метров. В продуктивной толще при детальной корреляции выделяются шесть горизонтов, которые хорошо прослеживаются и выдержаны по площади. Общие толщины пяти горизонтов 13, 15, 16, 17 и 18 почти одинаковые и изменяются от 40 до 55 метров и только 14 горизонт имеет большую толщину, которая изменяется от 65 до 75 метров. Горизонты разделены глинистыми пачками, толщина которых составляет 5-10 метров. Колебания толщин горизонтов связаны с наличием или отсутствием коллекторов внутри горизонта, чем больше общая толщина выделенных коллекторов, тем больше и общая толщина горизонта и наоборот.

Общая толщина залежи (пачки) - это толщина от кровли верхнего коллектора до подошвы нижнего коллектора. Среднюю общую толщину более 10 метров на Основной площади имеют залежи 14Б, 14В, 15Б, 161, 17Б, и 18А.

Нефтегазонасыщенная толщина в нефтяной зоне равна эффективной, в водонефтяной зоне несколько меньше. Среднюю нефтегазонасыщенную толщину более 10 метров имеют залежи 14Б, 161, 17Б. Менее 4,0 метров среднюю нефтенасыщенную толщину имеют все залежи 13 горизонта и залежь В 15 горизонта.

По характеру насыщения залежи нефтяные и только четыре залежи 17 горизонта имеют газовые шапки, две залежи на Основном своде и две залежи на Хумурунском куполе. По типу природного резервуара залежи в основном пластовые сводовые. Залежи пластовые сводовые тектонически-экранированные имеются в 17 и 18 горизонтах на Основной площади, Центральном блоке на Хумурунском куполе. Массивных залежей три, одна в 15 горизонте Северо-Западного купола, две залежи в 17 горизонте - одна на Парсумурунском, а другая на Хумурунском куполах. Максимальную площадь и высоту имеют залежи 13 и 14 горизонтов.

В юрской продуктивной толще Южного Мангышлака (включая и месторождение Узень) распространены гранулярные коллекторы порового типа. Промышленная продуктивность 13-18 горизонтов связана с песчаниками и алевролитами, чьи емкостно-фильтрационные свойства обусловлены гранулометрическим и минералогическим составом обломочной части, составом и количеством цемента, способом цементации и иными литологическими факторами.

На 13 и 14 горизонты, залежи которых являются максимальными по размерам и содержат основные запасы нефти, приходится 60% всех выполненных анализов керна.

По составу зерен продуктивные коллекторы Узенского месторождения относятся к полимиктовым (граувакковым, полевошпатово-граувакковым и граувакково-кварцевым) породам. В составе продуктивной толщи распространены и арениты - песчаники, отсортированные палеопотоками и отличающиеся в этой связи малым содержанием глинистого вещества. Подобные породы в продуктивной толще являются наиболее высокоемкими и проницаемыми.

Основным компонентом глинистого цемента пород-коллекторов в составе продуктивных горизонтов является каолинит с примесью гидрослюды и хлорита; и это делает породы более проницаемыми, чем при цементации другими глинистыми минералами. В продуктивных коллекторах Узенского месторождения, например, полностью отсутствует монтмориллонит, присутствие которого даже в самых малых количествах значительно снижает коллекторские свойства пород.

Проницаемость продуктивных коллекторов всех пачек 13-18 горизонтов колеблется в очень широких пределах - от 0,001 до 7,301 мкм².

Для характеристики залежей 13-18 горизонтов принято значение остаточной нефтенасыщенности 0,25.

При увеличении температуры нагнетаемой в пласт воды фильтрационные сопротивления в обводненной зоне заметно колеблются.

Отложения XIII-XVIII горизонтов келловей-бат-байосского яруса верхней и средней юры имеют четкое ритмичное строение и представлены чередованием песчаников, алевропесчаников, алевролитов, глин с маломощными прослоями известняков и мергелей.

На рисунке 1.3 представлен геологический разрез ХIII продуктивного горизонта.

Нефтенасыщенными породами-коллекторами являются песчаники, алевропесчаники и алевролиты, образовавшиеся в условиях прибережной полосы заливов, лагун и подводной части дельты.

Коллекторы имеют сложный вещественный состав как в обломочной части, так и цемента. По вещественному составу они относятся к полимиктовым разностям грауваккового типа. Коллекторы характеризуются неплотной упаковкой обломочных зерен, высоким содержанием цемента и невысокой степенью эпигенетических преобразований.

При определении коэффициентов проницаемости отмечается их большая изменчивость от 0,01 до 1 мкм², в связи с этим коэффициенты вариации достигают 1,94-2,29.

Коэффициенты проницаемости изменяются по Парсумурунскому от 0,06 мкм² (XIX, XXI) до 0,32 мкм² (XV), по Северо-Западному от 0,077 мкм² (XXI) до 0,397 мкм² (XV) и по Хумурунскому от 0,057 мкм² (XVIII) до 0,360 мкм² (XXIII).

Средние значения начальной нефтенасыщенности по куполам: Парсумурунскому от 0,60 (XIX) до 0,7 (XXI), Северо-Западному от 0,55 (XXIБ) до 0,64 (XXIА) и Хумурунскому от 0,57 (XVIII) до 0,63 (XXI, XXII).

Отложения XIX-XXIV (сверху вниз) горизонтов аален-байосского яруса средней юры представляют собой толщу ритмично чередующихся терригенных пород, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами континентального и полуконтинентального генезиса.

Породы XIX-XXII горизонтов относятся к байосскому ярусу средней юры. Литологически они представлены в основном континентальными образованиями чередующихся песчаников и алевролитов, разделенных пластами глин с обугленными растительными остатками, прослоями и линзами углей.

Состав обломочной части песчаников и алевролитов полимиктовый. Содержание кварца колеблется от 19,5% до 38%, полевых шпатов - от 21,5% до 40,2%, обломком пород - от 33% до 49,5%, эффузивов - от 0,8% до 2,8%, обломков кремнистых пород - от 1,2% до 1,7%, слюд - до 1,5%.

Рисунок 1.2 Структурная карта по кровле ХIII продуктивного горизонта месторождения Узень

Масштаб 1: 25000

Рисунок 1.3 Геологический разрез ХIII продуктивного горизонта месторождения Узень по линии

Состав цемента гидрослюдисто-каолинитовый порового и контактного типов.

Глины, являющиеся разделами между горизонтами, пачками и пластами - темно-серые, неравномерно алевритистые, слюдистые, плотные, с включением мелкого и крупного детрита, сидерита и кальцита. Текстура глин в основном полосчатая.

Горизонты XXIII, XXIV относятся к ааленскому ярусу средней юры, представлены в основном песчаниками, реже алевролитами. Песчаники серые, буровато-серые, мело-, средне- и крупнозернистые с включением зерен гравийной размерности, средней крепости. Состав обломочной части песчаников и алевролитов полимиктовый (кварц, полевые шпаты, обломки различных горных пород, в том числе эффузивов). Цемент гидрослюдисто-каолинитовый порового и контактного типов.

Грубозернистые песчаники развиты в нижней части ааленского яруса. Вверх по разрезу увеличивается глинистость и наблюдается переход песчаников в алевролиты.

Продуктивный разрез месторождения представлен частым переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пластов, выдержанных по площади и по разрезу.

В литолого-стратиграфическом отношении отложения XVIII-XXIV горизонтов западных куполов, как основного участка месторождения Узень, соответствуют по возрасту аален-байосскому ярусу средней юры и представляют собой толщу ритмично чередующихся терригенных пород, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами континентального и полуконтинентального генезиса. Породы-коллекторы представлены песчаниками и алевролитами полимиктового состава. Глины, являющиеся разделами между горизонтами, представлены пачками и пластами - темно-серые, неравномерно алевритистые, слюдистые, плотные, с включениями растительного детрита.

2. Технико-технологическая часть

2.1 Система разработки месторождения

Месторождение Узень введено в промышленную разработку в 1965г.

Первый проектный документ генеральная схема разработки месторождения был составлен Всесоюзным Научно-Исследовательским Институтом (ВНИИ) в 1965г.

при разработке месторождения по мере накопления и изучения фактического геолого-промыслового материала осуществлялись различные мероприятия, направленные на улучшение проектных решений.

Заводнение объектов из-за отставания обустройства системы ППД было начато с большим опозданием, практически с 1970 года, с использованием для нагнетания в пласты холодной воды. В 1970-1971гг. отмечалось существенное отставание закачки воды в нефтяные пласты. В результате пластовое давление снизилось в зонах отбора по продуктивным горизонтам в среднем на 1,0-2,8 МПа против первоначального (максимальное снижение пластового давления относительно давления насыщения на отдельных участках достигло 3,5-4,0 МПа), и забойные давления в добывающих скважинах стали на 35-45 % ниже давления насыщения. Вследствие этого образовались обширные зоны разгазирования во всех четырех основных объектах, особенно в сводовых частях нефтяных залежей.

В 1974г. был составлен проект разработки 13-18 горизонтов месторождения, что было вызвано необходимостью обобщения многочисленных решений и постановлений по совершенствованию разработки месторождения и уточнения проектных технологических показателей с учетом накопленной в процессе разработки геолого-промысловой информации.

в 1975г. на месторождении был достигнут максимальный уровень годовой добычи нефти (16,249 млн. т), рост добычи происходил исключительно за счет экстенсивного фактора - разбуривания и ввода в действие новых площадей и участков. При этом дебиты нефти непрерывно снижались даже при росте темпов заводнения.

в 1976г. (после 10 лет разработки месторождения) горячая вода составляла лишь 13 % общего объема закачки, в 1978 г. - 27,7 %, в 1979 г. - 31,2 %.

Таким образом, не выполнялись проектные решения относительно закачки горячей воды и по ряду технических вопросов (повышение надежности газлифтного оборудования, подбор скважин по способам эксплуатации и т. д.).

На основании сравнительного технико-экономического анализа наилучшим оказался вариант с наиболее плотной сеткой скважин при условии закачки горячей воды.

Неоднократно принимались решения о необходимости скорейшего перевода месторождения на закачку горячей воды. Однако, из-за отставания в строительстве сооружений для подготовки горячей воды, закачка холодной воды продолжалась.

Поэтому, в рамках осуществления Комплексного проекта разработки были созданы и внедрены первоначально на опытных участках новые технологии воздействия с целью повышения эффективности закачки горячей воды для поддержания пластового давления и пластовой температуры, интенсификации процесса разработки, увеличения текущего и конечного коэффициента извлечения нефти (КИН): ступенчатое термальное заводнение (СТЗ) - в 1978г., фигурное заводнение (ФЗ) - в 1989г, раздельная разработка низкопродуктивных (НПЗ) и высокопродуктивных (ВПЗ) зон - в 1986г.

Внедрение перечисленных технологий на месторождении способствовало увеличению охвата процессом вытеснения слабодренируемых запасов нефти, стабилизации отборов нефти и обеспечило дополнительную добычу нефти, в которой учтена эффективность от закачки горячей воды.

Предусмотрено расширение применения новых технологий (СТЗ, ФЗ) в различных сочетаниях и создание самостоятельных систем заводнения на низкопродуктивные и высокопродуктивные зоны при дифференцированных давлениях на устье нагнетательных скважин для высоко- и низкопроницаемых пластов в пределах 10 - 15 МПа (НПЗ и ВПЗ). В качестве альтернативы рассчитан вариант с применением ПАВ.

Осуществление проекта начато в 1988 году.

Форс-мажорные обстоятельства, связанные с периодов распада СССР и экономическим спадом, привели и на Узени к дестабилизации разработки месторождения в 1989-1999 годы. В результате этого допущено значительное невыполнение проектных решений, повлекшее существенное отклонение фактических показателей от проектных; нарушение системы разработки, снижение уровней добычи нефти. [5]

2.1.1 Анализ текущего состояния разработки

По состоянию на 01.01.2007г. из месторождения отобрали 303708,9 тыс. 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 год 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 1995-02 годах падения добычи нефти удалось сократить до 50-100 тыс. тонн в год, а в 2002 году добыли 3066,9 тыс. тонн нефти. Уменьшение темпов падения добычи нефти достигли благодаря применению на месторождении целого комплекса новых технологий повышения нефтеотдачи, таких как: очаговое избирательное заводнение, ступенчато-терминальное заводнение (СТЗ), закачка водных растворов ПАВ, бурение резервных скважин и т.д.

В 2003г. из-за резкого обводнения нефти на 68% в год и резкого падения дебитов нефти по скважинам в среднем на 4,7 тонн/сутки, начинается падения добычи нефти по 1-2,4 тыс. тонн в год приведены в таблице 2.1.1.

В 2003 году добыли 2915,9 тыс. тонн нефти, что, на 152 тыс. тонн меньше по сравнению 2002 году.

Происходит это потому, что начиная с 2003г. резко ухудшилось материально-техническое снабжение, финансовое обеспечение производства и т.д.

В настоящий период эксплуатация месторождения Узень приходит в исключительно сложных условиях. К природным геологическим особенностям месторождения добавились современные в странах СНГ способом изменения формы собственности и собственника, последовавшим за этим не платежами, которые привели к глобальному разрушению технической базы в нефтяной индустрии всех стран СНГ.

Поэтому с этого момента на месторождении резко сократились все работы по сдерживанию падения добычи нефти. Бурение скважин сократилось почти в 2 раза, прекратили закачку ПАВ, уменьшили объемы работ по ремонту всех нефтепромысловых объектов и строительству, ухудшилось качество работ по ремонту скважин увеличилось в 2 раза, увеличилось количество скважин с ненормальной работой подземного оборудования, среднесуточный уплотненный дебит нефти уменьшился в 2-3 раза, увеличился фонд бездействующих и, так называемых, контрольных скважин, резко ухудшился контроль за разработки месторождения.

Отмеченное выше, в основном, и обусловлена динамика снижения добычи нефти в период 91-97гг. Резкое ухудшение в экономической обстановке в стране началось в 1992г., что касается на производстве во всех отраслях, в том числе, и в нефтедобыче и, в частности, на месторождении Узень. Ухудшение экономической обстановки приведено на рисунке 2.2 и 2.3.

Рисунок 2.1 Показатели разработки месторождении Узень по 1997-2006 год.

Рисунок 2.2 Накопленная добыча нефти по месторождению Узень



Таблица 2.1

Показатели разработки месторождения Узень по 1997-2006гг

№№	Показатели	Годы
		1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006
1.	Добыча нефти млн. тонн	2885	2743	3023	3387	3887	4614	4970	5783	5903	6130
2.	Добыча жидкости млн. тонн	8906	8764	9236	13685	18558	23054	24716	29889	34570	36000
3.	Закачка воды тыс. м3	20468	18075	18221	25329	32120	38613	46591	48028	50440	52570
4.	Закачка холодной воды	20468	18075	18221	25329	32120	38613	46591	48028	50440	52570
5.	Закачка горячей воды
6.	Обводненность %	67,6	68,7	67,3	75,3	79,1	80,0	79,9	80,6	80,8	80,9
7.	Фонд добывающих скважин на конец года	3292	3276	3249	3210	3183	3174	3220	3289	3290	3306
8.	Действующий фонд добывающих скважин на конец года	2118	2033	2397	2629	2695	2913	3091	3203	3220	3256
9.	Фонд нагнетательных скважин	1202	1110	1182	1207	1257	1296	1263	1206	1202	1210
10.	Действующие нагнетательные Скважины	606	512	535	684	901	1039	1124	1123	1120	1123

2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки

По состоянию на 01.01.2006 год на месторождении с начала разработки пробурено 5840 скважин (в том числе 12 водозаборных), 122 числятся в категории контрольных, 1222 ликвидировано.

Добывающий фонд на конец 2005 года составляет 3220 скважин, в том числе 3091 действующих скважин. Следует отметить, что в целом по месторождению фактический эксплуатационный фонд добывающих скважин отстает от проектного на 883 единицы: отставание действующего фонда от проектного составляет 794 скважины, а бездействующий фонд отстает от проектного на 89 скважин. Основная причина отставания добывающего фонда - отставание фактического ввода скважин от проектного до 2001 года. Начиная с 2002 года фактическое бурение новых скважин опережает проектное: в 2003 году - на 8 единиц, в 2004 - на 34 единицы, в 2005 - на 30 единиц.

3058 скважин действующего добывающего фонда работают механизированным способом эксплуатации, фонтанным - 33 скважины. Основная доля (52%) фонтанных скважин (17 единиц) приходится на XIII горизонт, 24% - в XIV горизонте. Пласты XVI, XVIII горизонтов, Северо-Западного и Парсумурунского куполов полностью эксплуатируются механизированным способом.

Бездействующий фонд составляет 129 скважин. Текущий коэффициент использования добывающего фонда скважин в целом по месторождению составляет 0,88, эксплуатации - 0,854. В таблице 2.1.4 приведены значения оэффициентов использования и эксплуатации фондов скважин за 2003-2005 годы.

Наблюдаемая тенденция роста вышеназванных коэффициентов в целом по месторождению из года в год связана с улучшением работы фонда скважин в результате проведения геолого-технических мероприятий по увеличению нефтедобычи.

Значительное увеличение коэффициента использования и эксплуатации фонда в 2005 году наблюдается в скважинах Северо-Западного купола, а также в скважинах XVIII горизонта. Наименьшие значения коэффициентов использования наблюдаются в фонде Хумурунского купола (Кф - 0,840), эксплуатации - в скважинах Парсумурунского купола (Кэ - 0,941). На дату проведения анализа эксплуатационный нагнетательный фонд составил 1263, в том числе действующих - 1124 скважины, бездействующих - 139 (таблица 2.8). В целом по месторождению фактический эксплуатационный фонд нагнетательных скважин отстает от проектного на 432 единицы: отставание действующего фонда от проектного составляет 438 скважин, а бездействующий фонд опережает проектный на 6 скважин.

Таблица 2.2

Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

Наименование	Величина
	XIII горизонт	XIV горизонт	XV горизонт	XVI горизонт	XVII горизонт	XVIII горизонт
Средняя глубина залегания М	1300	1300	1350	1350	1420	1450
Тип залежи	Пластовая, сводовая
Тип коллектора	Терригенный, полимиктовый
Размеры залежи: длина / ширинаL/B, м	37/9	27,5/7	22/6,5	18/5	16/4	10,5/3
Площадь нефтеносности Sн, тыс. м2	272282	206963	99233	66671	38372	22531
Средняя толщина эффективнаяh, м	9,9	25,9	15	16,8	20,7	12,6
Средняя толщина нефтенасыщенная h, м2	7,8	18	11,5	13,8	21,1	15,7
Средняя насыщенность нефтьюдоля ед.	0,63	0,64	0,61	0,63	0,63	0,57
Средняя насыщенность связанной водой доля ед.	0,37	0,36	0,39	0,37	0,37	0,43
Пористость m, доля ед.	0,27	0,25	0,23	0,22	0,24	0,24
Проницаемость k, мкм2	0,193	0,247	0,179	0,215	0,276	0,179
Коэффициент вариации распределения проницаемости v(k), доля ед.	1,26	1,07	1,26	1,27	1,29	1,65
Пластовое давление Р, Мпа	10,4	10,9	11,3	11,7	12,1	12,9
Пластовая температураТ, ?С	57,2	59,1	62,6	65	66,1	68
Отметка приведения давлениям	860	920	970	1020	1070	1182
Средние свойства флюидов в пластовых условиях
Плотность нефти сн, т/м3	0,796	0,787	0,780	0,785	0,790	0,787
Давление насыщения нефти газомРн, Мпа	7,2	7,8	8	8,2	8,3	9,2
Газосодержание нефти Rн, м3/т	56	57,2	59,3	56,7	56,5	61,8
Газосодержание воды Rв, м3/т	0,5-0,9	0,5-0,9	0,5-0,9	0,5-0,9	0,5-0,9	0,5-0,9
Объемный коэффициент нефтивн, доля ед.	1,17	1,17	1,18	1,17	1,17	1,18
Объемный коэффициент воды вв, доля ед.	1,015	1,015	1,015	1,015	1,015	1,015
Вязкость нефти мн, мПа·с	4,7	4,0	3,7	3,8	4	3,9
Вязкость водымв, мПа·с	0,72	0,7	0,67	0,65	0,63	0,61
Средние свойства флюидов в стандартных условиях
Плотность нефти сн, т/м3	0,866	0,866	0,865	0,867	0,864	0,862
Плотность газасг, т/м3	1,317·10-3	1,294·10-3	1,075·10-3	1,057·10-3	1,080·10-3	1,120·10-3
Плотность воды св, т/м3	0,1098	0,1098	0,1098	0,1098	0,1098	0,1098
Вязкость нефтимн, мПа·с	21,5	21,2	19,1	22,3	18,1	16,6
Содержание серы в нефти %	0,2	0,2	0,2	0,2	0,18	0,17
Содержание парафина в нефти%	18,5	19,7	19,2	18,7	20,4	21,2
Начальные балансовые запасы нефти (утз. ГКЗ СССР или на балансе ВГФ СССР)тыс. т	203904,8	450344,2	140251	123832	97574	30005
Начальные запасы растворенного газа (утз. ГКЗ СССР или на балансе ВГФ СССР) млн. м3	14764	33327,6	9733,7	8914,5	7014	2206
Коэффициент нефтеизвлечениядоля ед.	0,45	0,45	0,45	0,45	0,45	0,45
Коэффициент вытеснения нефти водой при равновесной газонасыщенности (ГФ=90 м3/м3) доля ед.	ВПЗ 60-70 НПЗ 30-40
Коэффициент продуктивности Кд10 т/(сут·МПа)	6,51	1,9	3,4	3	2,7
Коэффициент приемистости Кн 10 м3/(сут·МПа)	173,2	207,2	223,1	179	278,5	235,2
Коэффициент удельной продуктивности Кд уд 10 м/(сут·МПа)	0,012	0,006	0,001	0,009
Приведенный радиус скважины м	2·10-2	2·10-2	2·10-2	2·10-2	2·10-2	2·10-2
Пьезопроводность пласта 10-4 м2/с	9860,3	6640,6	11213,5		10856,8

Таблица 2.3

Характеристика основного фонда скважин месторождения Узень

Годы	Ввод скважин из бурения	Эксплуата-ционное бурение по годам, тыс.м	Выбытие скважин	Фонд добывающих скважин на конец года	Фонд нагнета-тельных скважин на конец года	Среднегодовой дебит на 1 скважину	Приемис-тость 1 нагнета-тельной скважины, м3/сут
	Всего	Добыва-ющих нефтя-ных	Нагне-татель-ных		Добы-ваю-щих	Нагне-татель-ных	Всего	Меха-низи-рован-ных		Нефти, т/сут	Жид-кости, т/сут
1990	244	152	92	298,57	35	9	2894	2894	1068	8,7	24,5	110,6
1991	292	177	115	358,84	22	11	3049	3049	1172	8,1	24,0	102,3
1992	342	221	121	418,72	25	10	3245	3245	1283	7,5	23,4	94,1
1993	319	204	115	418,80	14	16	3435	3435	1382	6,9	2,0	87,9
1994	316	206	110	418,80	13	18	3628	3628	1474	6,4	22,6	83,6
1995	316	206	110	418,80	16	17	3818	3818	1567	6,0	22,4	80,2
1996	316	208	108	418,88	13	18	4013	4013	1657	5,7	22,2	78,1
1997	262	159	103	346,22	14	18	4158	4158	1742	5,4	22,1	76,8
1998	52	30	22	67,16	22	25	4166	4166	1739	5,1	22,0	75,8
1999	52	31	21	67,66	30	25	4167	4167	1735	5,0	22,2	76,4
2000	52	30	22	67,16	38	27	4159	4159	1730	4,8	22,4	76,8
2001	52	30	22	68,18	39	27	4150	4150	1725	4,6	22,5	77,2
2002	52	30	22	67,16	42	28	4138	4138	1719	4,5	22,7	77,4
2003	52	30	22	68,44	41	29	4127	4127	1712	4,3	22,8	77,6
2004	52	30	22	67,00	43	31	4114	4114	1703	4,2	22,9	77,9
2005	52	30	22	68,71	41	30	4103	4103	1695	4,0	23,1	78,1

Таблица 2.4

Характеристика фонда скважин

Горизонт, Купол	Коэффициент использования фонда скважин	Коэффициент эксплуатации
	2000	2001	2002	2003	2004	2005
XIII	0,800	0,850	0,877	0,939	0,912	0,950
XIV	0,788	0,840	0,889	0,953	0,928	0,966
XV	0,811	0,850	0,902	0,947	0,926	0,968
XVI	0,817	0,860	0,889	0,957	0,948	0,959
XVII	0,749	0,800	0,866	0,923	0,888	0,946
XVIII	0,877	0,860	0,903	0,953	0,890	0,968
Хумурунский	0,656	0,770	0,840	0,868	0,922	0,962
Северо-Западный	0,774	0,870	0,925	0,878	0,937	0,966
Парсумурунский	0,695	0,780	0,880	0,885	0,879	0,941
Месторождение	0,790	0,880	0,912	0,933	0,955	0,960

Большая часть бездействующих скважин простаивает в ожидании капитальных ремонтов по ликвидации аварий с подземным оборудованием и устранению негерметичности эксплуатационной колонны. Основная причина отставания нагнетательного фонда от проектного - отставание фактического ввода скважин от проектного до 2002 года. В 2003 году фактическое бурение новых скважин опережает проектное на 9 единиц, в 2005 г. - на 5 единиц.

На месторождении Узень в 2005 году пробурена 91 скважина, из них добывающих нефть - 60 скважин, временно добывающих - 19 и 31 нагнетательная скважина. В результате анализа работ скважин, пробуренных в 2002 году, выявлено:

по XIII горизонту пробурено скважин - 25 добывающих, 8 временно добывающих нефть, по которым добыто в 2006 году 67,9 тыс.тонн при средней обводненности продукции 59,5%, 13 нагнетательных скважин;

по XIV горизонту пробурено скважин - 17 добывающих, 8 временно добывающих нефть, по которым добыто в 2006 году 31,1 тыс.тонн при средней обводненности продукции 69,3%, 9 нагнетательных скважин;

по XV горизонту пробурено скважин - 5 добывающих, 1 временно добывающая нефть, по которым добыто в 2006 году 15,1 тыс.тонн при средней обводненности продукции 56,5%, 4 нагнетательные скважины;

по XVI горизонту пробурено скважин - 6 добывающих, по которым добыто в 2006 году 8,5 тыс.тонн при средней обводненности продукции 79,3%, 9 нагнетательных скважин;

по XVII горизонту пробурено скважин - 4 добывающих, 1 временно добывающая нефть, по которым добыто в 2006 году 7,4 тыс.тонн при средней обводненности продукции 73,9%, 1 нагнетательная скважина;

по XVIII горизонту пробурено скважин - 2 добывающих, по которым добыто в 2006 году 2,6 тыс.тонн при средней обводненности продукции 54,8%, 1 нагнетательная скважина;

по Парсумурунскому куполу - 1 скважина, добывающая нефть, по которой добыто в 2006 году 1 тыс.тонн нефти при средней обводненности продукции 58,9%.

2.1.3 Анализ выработки запасов нефти

В 2004 году из месторождения Узень добыто 5783,9 тыс. тонн нефти. Распределение отборов нефти по горизонтам следующие: (%) XIII горизонт - 38,5%; XIV горизонт - 28,6%; XV горизонт - 12,8%; XVI горизонт - 8,5%; XVII горизонт - 6,0%; XVIII горизонт - 1,9%; Хумурунский купол - 1,0%; Северо-западный купол - 1,6%; Парсумурунский купол - 1,2%.

Определение характеристик пластовой и дегазированной нефти, растворенного и свободного газа по состоянию на начало разработки выполнено при подсчете запасов нефти и газа (Таблица 2.5).

Таблица 2.5

Извлекаемые запасы нефти по эксплуатационным объектам

Горизонт	Купол	Категория запасов	Геологические запасы, тыс.т	КИН д.ед.	Извлекаемые запасы, тыс. т
13	Основной свод	C1	216320	0,518	112090
14	Основн.свод+Сев.Зап. +Парсум. купола	C1	432379	0,449	194076
15	Основн. Свод + Сев.Зап. +Парсум. купола	C1	120537	0,406	48959
16	Основной свод	C1	97426	0,431	41975
17	Основн.свод + Хум. купол	C1	75767	0,425	32206
18	Основной +Центальный своды + Хум. Купол + Сев.Зап.	C1+C2	23591	0,377	8904
Итого	По основным объектам	C1	966020	0,454	438210
17	Парсум.купол	C1	317	0,259	82
18	Вост.-Парс.купол	C1	33	0,103	3
Итого	По возвратным объектам	C1	350	0,243	85
Итого	В целом по 13-18 горизонтам	C1+C2	966370	0,454	438296

2.1.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки

Узеньское месторождение, как известно, обладает целым рядом особенностей, существенно осложняющих разработку залежи и процесс добычи нефти.

Неравномерность выработки запасов и заводнения продуктивных горизонтов обуславливает необходимость проведения тщательного контроля за разработкой. Основные мероприятия по контролю за разработкой залежей сводятся к приведению систематических исследований скважин, по материалам которых возможно регулирование процесса.

Для наблюдения за поведением пласта в процессе разработки необходимо изучить характер изменения и распределения пластовых давлений. Для этого строят карты изобар, то есть карты равных пластовых давлений и расчет определений средневзвешенных пластовых давлений по блокам и горизонтам.

Увеличение средневзвешенных пластовых давлений объясняется увеличением закачки воды в пласт за последние годы, пуском новых нагнетательных скважин из бурения, перевод скважин из контрольного и нефтяного фондов под закачку, а также пуск скважин из бездействующего нагнетательного фонда в действующий нагнетательный фонд.

По XIII горизонту сравнение средневзвешенных пластовых давлений и по первоначальному пластовому давлению показывает, что пластовое средневзвешенное текущее давление ниже, чем первоначальное пластовое давление на 1,2 атмосфер.

Увеличение средневзвешенных пластовых давлений объясняется увеличением закачки воды в пласт за последние годы пуском новых нагнетательных скважин из бурения, перевод скважин из контрольного и нефтяного фонда под закачку, а также пуск скважин из бездействующего нагнетательного в действующий нагнетательный фонд.

По XIV горизонту сравнение средневзвешенных пластовых давлений по первоначальному пластовому давлению показывает, что пластовое средневзвешенное текущее давление ниже, чем первоначальное пластовое давление на 0,8 атмосфер.

По динамике средних пластовых давлений по блокам XV горизонта наблюдается увеличение пластового давления в зоне нагнетания и в зоне отбора соответственно увеличение средневзвешенного давления XV горизонта за последние годы. Увеличение средневзвешенных пластовых давлений объясняется увеличением закачки воды в пласт за последние годы, пуском новых нагнетательных скважин из бурения, перевод скважин из контрольного и нефтяного фондов под закачку, а также пуск скважин из бездействующего нагнетательного фонда в действующий нагнетательный фонд. По XV горизонту сравнение средневзвешенного по первоначальному пластовому давлению показывает, что пластовое средневзвешенное текущее давление выше, чем первоначальное пластовое давление на 7,5 атм.

Увеличение средневзвешенных пластовых давлений объясняется увеличением закачки воды в пласт за последние годы, пуском новых нагнетательных скважин из бурения, перевод скважин из контрольного и нефтяного фондов под закачку, а также пуск скважин из бездействующего нагнетательного фонда в действующий нагнетательный фонд.По XVI горизонту сравнение средневзвешенных пластовых давлений по первоначальному пластовому давлению показывает, что пластовое средневзвешенное текущее давление выше на 3,3 атмосферы.

В период разведочных работ в большинстве случаев были исследованы продуктивные интервалы с фонтанным притоком нефти в процессе работы скважин на 1 - 4-х режимах с диаметром штуцера (шайбы) от 3 до 24 мм и продолжительностью работы на режиме от одних суток - до, более чем, тридцати суток. При отсутствии фонтанного притока на каждом режиме отбивались динамические уровни с последующим пересчетом забойного давления на серединную отметку интервала перфорации (исследования). По окончании исследования МУО скважину обычно останавливали для регистрации кривой восстановления давления на забое с целью определения начального пластового давления и оценки фильтрационных параметров пласта. В не фонтанирующих скважинах прослеживалась кривая восстановления уровня с преобразованием в дальнейшем в кривую восстановления давления.

На основании результатов непосредственно глубинных замеров пластового давления, значений давления, определенного по КВД, а также величин, полученных путем пересчета статического уровня на отметку середины интервала перфорации (исследования), были построены зависимости изменения пластового давления от глубины в абсолютных отметках; определены градиенты нефтяной и водяной зон залежи, а также оценены начальные пластовые давления, приведенные к условным отметкам середины залежи каждого объекта, принятым ранее в основных проектных документах.

2.1.5 Гидродинамическое исследование скважин и пластов

Осуществлена оценка средних по горизонтам текущих продуктивных и фильтрационных характеристик пластов по результатам гидродинамических исследований, выполненных в добывающих (фонтанных, механизированных: с ШГН, ЭЦН) и нагнетательных скважинах в 2004-2005 г. Для оценки использовались как результаты исследований установившейся фильтрации (метод установившихся отборов с замером режимных забойных давлений или отбивкой динамических уровней, метод установившихся режимов закачки), так и данные исследований неустановившейся фильтрации (метод восстановления давления с регистрацией кривой восстановления давления на забое (КВД)), метод восстановления уровня с фиксированием кривой восстановления уровня (КВУ), метод падения давления с прослеживанием кривой падения давления (КПД). Охват исследованиями эксплуатационного фонда скважин составил: по 13 горизонту- 25%, по 14 горизонту - 23%, по 15 горизонту - 26%, по 16 горизонту - 11%, по 17 горизонту - 28%, по18 горизонту - 83%.

Значительная часть гидродинамических исследований 2004-2005 годов в скважинах 3, 3а, 4, 5 блоков 13-18 горизонтов была выполнена сервисной компании ТОО “СиамМунайСервис” с последующей обработкой данных с помощью специализированных программных продуктов Pressure, BD SIAM, TestSHGNU, PanSystem и дальнейшей интерпретацией результатов.

Глубинные замеры выполнялись электронными глубинными манометрами типа АМТ-0,8 и PPS-25. Замеры устьевых давлений производились электронным устьевым манометром МТУ-0,4. Динамические и статические уровни определялись уровнемерами типа «Судос-мини2» и «Судос-автомат2». Диагностические исследования ШГН были выполнены динамографом Сиддос-автомат».

По данным исследования добывающих скважин методом восстановления давления (уровня) и нагнетательных скважин методом падения давления для каждого исследования строился график КВД (КВУ), КПД в логарифмических координатах. В соответствии с характером поведения кривой производной давления, учитывая геолого-физическую характеристику пластов, выбиралась соответствующая модель притока флюида к скважине, включая геометрию пласта и границ, определялись емкостно-фильтрационные свойства пласта. С целью проверки достоверности выбранного режима течения, а также значений расчетных параметров были получены следующие зависимости: график КВД в декартовых координатах; график в координатах Хорнера, отражающий характер течения в пласте; график притока (индикаторная кривая). В каждом случае степень достоверности полученных данных оценивалась сходимостью фактической и смоделированной кривых. Согласно проведенному анализу наиболее часто встречающейся моделью является модель неограниченного радиального гомогенного пласта с радиальным притоком флюида к забою скважины. В более редких случаях фиксируются: модель радиально-композитного пласта с увеличением подвижности флюида на небольшом удалении от скважины относительно подвижности в прискважинной зоне; модель двойной пористости, характеризующая движение флюида по системе трещин. Наблюдается также характерное для скважин данного месторождения сферическое течение в околоствольной зоне, что означает либо неполноту вскрытия продуктивного пласта, либо возможный подпор пластовой воды. Интерпретация исследований нагнетательных скважин показывает наличие (более чем в 50% случаях) модели вертикальной трещины ограниченной или неограниченной проводимости, что объясняется чрезмерно высоким давлением закачки, сопоставимым с давлением гидроразрыва при незначительной проницаемости коллектора [9].

Согласно полученных результатов, более высокими продуктивными возможностями отличаются скважины дренирующие пласты 15, 17 и 18 горизонтов, так средняя продуктивность по нефти, приходящаяся на 1 м эффективной толщины пласта, составила соответственно 0,34 м³/сут/МПа/м, 0,29 м³/сут/МПа/м и 0,39 м³/сут/МПа/м, удельная продуктивность по жидкости равна 1,26 м³/сут/МПа/м, 1,02 м³/сут/МПа/м, 1,13 м³/сут/МПа/м. Пласты данных горизонтов характеризуются также улучшенными по отношению к остальным объектам коллекторскими свойствами. Так коэффициент проницаемости, средневзвешенный по эффективной толщине исследуемых интервалов пласта составляет: 0,057 мкм² (15 гор.), 0,076 мкм² (17 гор.), 0,060 мкм² (18 гор.). Текущая обводненность исследованных скважин в среднем по эксплуатационным объектам изменяется в интервале 61,8-77,2 %. Минимум коэффициента гидропроводности приходятся на 18 горизонт (0,12 мкм²*м/мПа*с), максимум - на 17 горизонт (0,33 мкм²*м/мПа*с). Наиболее высокая скорость перераспределения давления в пласте фиксируется на 15, 16, 17 горизонтах при максимальном проявлении - 0,037 м²/с и 0,038 м²/с, 0,031 м²/с соответственно.

Согласно расчетам, средние коэффициенты проницаемости для 13 и 14 горизонтов практически близки и составляют 0,043 мкм² и 0,048 мкм². Однако для проницаемости 13 горизонта квадрат коэффициента вариации, характеризующий степень неоднородности пласта снижен относительно соответствующих показателей других горизонтов, что противоречит существующим представлениям о геологическом строении залежи 13 горизонта, отличающегося самой высокой неоднородностью распределения коллекторских свойств по площади (наличие зон с низкой проницаемостью и достаточно протяженных высокопроницаемых участков большой мощности). Этот факт может быть объяснен неравномерным количеством исследований различных участков данного горизонта, преобладанием, равно как и в начальный период разработки, исследований высокопроницаемых пластов, что несколько завышает фактический коэффициент проницаемости в среднем по горизонту.

При сравнении текущих продуктивных и фильтрационных характеристик пластов с начальными параметрами выявлено их ухудшение на всех эксплуатационных объектах. Так максимальное (11-11,5 раз) снижение удельной продуктивности отмечается на 13, 16 и 17 горизонтах, минимальное (в 5,6 раза) на 15 горизонте. Степень снижения коэффициента гидропроводности в среднем по горизонтам изменяется от 1,9 раза (15 горизонт) до 5,1 раз (18 горизонт). Текущая проницаемость пластов снизилась от 34 % (18 горизонт) до 61 % (15 горизонт). Наблюдаемое снижение продуктивной и фильтрационной характеристики месторождения обусловлено процессом естественного истощения пластов за более чем 40-летний период эксплуатации месторождения, при отборе свыше 290 млн. тонн нефти, составляющем 27,36 % от извлекаемых запасов месторождения.