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.

4. По I объекту на каждом блоке было размещено по 5 рядов и по II объекту - 7 рядов эксплуатационных скважин при сетках соответственно 600 х 700м и 550 х 600м, в III и IV объектах сетка скважин равнялась 600 х 750 м.

Общие количество эксплуатационных скважин по I объекту - 481, нагнетательных - 140.

по II объекту - соответственно 228 и 103, по III объекту - 60 и 15, по IV объекту - 25 эксплуатационных скважин.

В 1972 г. группой специалистов во главе с директором ВНИИ проф. Вахитовым Г.Г. было показано, что принятая по генсхеме система выделения эксплуатационных объектов для XIII, XIV, XV и XVI горизонтов не обеспечивает полного вовлечения в разработку продуктивных пластов, количество которые составляло в I объекте - 23 и во II объекте - 12. При этом оказались высоким величины начальных извлекаемых запасов нефти, приходящихся в среднем на скважину I объекте - около 660 тыс. тонн.

Опыт разработки Ромашкинского, Арланского, Муханов-ского и других месторождений показал, что при объединении в один эксплуатационный объект значительно меньшего количества пластов (5-6) все же не удается достичь высокого коэффициента воздействия закачиваемой воды на все пласты, вскрытые нагнетательными скважинами.

Что же касается начальных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на 1 скважину, то в качестве примера можно заметить, что на Абдрахмановский и Восточно-Сулеевский площадях Ромашкинского месторождения (которые в какой-то степени могут быть сравнимы по неоднородности пластов с горизонтами месторождения Узень, но имеют более высокую среднюю проницаемость коллекторов) они соответственно равны (с учетам скважин резервного фонда) 260-280 тыс. т.

Одной из основных рекомендаций указанной выше группы, которые были рассмотрены и утверждены коллегией МНП, является необходимость разукрупнения I и II объектов разработки путем бурения дополнительных эксплуатационных скважин раздельно на XIII, XIV,XV, XVI горизонты с организацией самостоятельных систем заводнения на каждый из этих горизонтов в отдельности.

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.

Для всех объектов предусматриваются внутриконтурные системы заводнения с целью поддержания пластового давления. Для поддержания пластовой температуры проектируется закачка горячей воды.

Система поддержания пластового давления путем закачки воды в нагнетательные скважины при разрезании XIII горизонте на полосы (блоки) шириной 4 км оказалось недостаточно эффективной в 1971 году. группой специалистов МНП, ВНИИ и объединения “Мангышлакнефть" было предложено дополнительное разрезание XIII горизонта поперечными рядами нагнетательных скважин на блоки шириной 2 км. (исключение составляют блоки VIII, IX и X имеющие ширину соответственно 2,6, 2,75 и 2,75 км) нумерация блоков и разрезающих рядов нагнетательных скважин проведена прежде всего для XIII горизонта, имеющего наибольшую площадь по внешнему контуру нефтеносности и соответственно перенесена нижележащие горизонты (XIV-XVIII). Блоки для XIII горизонта обозначены: разрезающие ряды нагнетательных скважин цифрами I, Ia, II, IIa, III, IIIa, IV, IVa, V, Va, VI, VIa, VII, VIII, IX, X. (всего 16 разрезающих рядов). Из карт расположения скважин по горизонтам видно, что каждый блок, ограниченный с запада и восток рядами нагнетательных скважин, а севера и юга контурами нефтеносности, для гидродинамических расчетов представляет собой полосу, ряды эксплуатационных скважин которой работают при двухстороннем питании; за контур питания принимается линия нагнетания, проходящая по разрезающему ряду.

Расчетные контуры нефтеносности для каждого блока проводились по методике, изложенной с учетом скважин, размещенных в зонах между внешним и внутренним контурами нефтеносности.

В блоках каждого горизонта ряды эксплуатационных скважин, количество горизонта рядов эксплуатационных скважин в блоках изменяется от 3 до 5 в зависимости от вариантов по плотности сетки скважин, для горизонтов бурения отдельных скважин, которые будут способствовать увеличению коэффициента охвата процессом вытеснения, а следовательно и повышению нефтеотдачи.

В проекте рассмотрены, в основном, три варианта разработки XIV горизонта по плотности сетки эксплуатационных скважин.

В варианте-1 для каждого из указанных горизонтов учитывались пробуренные эксплуатационные и нагнетательные скважины, в вариантах - 2 пробуренных и утвержденные до 1973 г. проектные скважины, в вариантах - 3 пробуренные, утвержденные до 1973 г. проектные и дополнительно намеченные в настоящем проекте скважин.

Следует заметить, что для XIV горизонта рассчитывались два варианта по плотности сетки скважин (варианты 1и 3), Однако при определении показателей разработки в целом по месторождению вариант 3. В таблице 2.1.1 приведены характеристики вариантов.

Вариант разработки горизонтов по плотности сетки скважин

Таблица 2.1.1

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.

Для XIV горизонта не рассматривался вариант с еще более полной сетки скважин, так как начальные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на 1 скважину, для этого горизонта оказались меньшими (около 117 тыс. т), чем для других горизонтов. Сетку эксплуатационных скважин XIV горизонта в дальнейшем можно будет уплотнить путем возврата на него скважин, пробуренных на нижезалегающие горизонты, после их полного обводнения или экономической нерентабельности эксплуатации по каким-либо другим причинам (включая технические). Кроме того, принимая во внимание очень большую неоднородность пластов - коллекторов XIV горизонта по мощности и проницаемости, меньшую плотность сетки скважин и значительные начальные балансовые запасы нефти в нем, был принят более высокий процент скважин резервного фонда, чем для других горизонтов.

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

В гидродинамических расчетах по определению технических показателей разработки XIV горизонта для перечисленных выше вариантов расчетная модель слоистого, неоднородного по проницаемости пласта принята согласно методике ВНИИ.

Во всех вариантах предусмотрено поддержание пластового давления на уровне начального. Расчеты добычи жидкости и нефти проводились при заданных перепадах давления между линиями нагнетания и забоями в пластах путем введения функции Христиановича. При оценке зависимостей разности функции С.А. Христиановича от давления использовались аналитические методы расчетов и результаты исследований пластов и скважин. Для расчетов зависимости _н (Н_н-Н_с) =t (P_вас-P_c) использовались результаты промысловых гидродинамических исследований. Преимущество использования в гидродинамических расчетах разности функции Христиановича полученной по промысловым данным, состоит в том, что она учитывает реальные условия фильтрации Узеньских нефтей в пористой среде. При этом учитывается возможное ухудшение фильтрационных характеристик при значительном разгазировании пластовой нефти (выпадение парафина в пласте), вязко пластичность нефтей и др.

Изменение фазовых проницаемостей в переходной зоне нефть-вода учтено по результатам лабораторных экспериментов. Эти результаты были откорректированы с учетом данных лабораторных исследований зависимостей “Фазовая проницаемость насыщенность” проведенных во ВНИИ.

Величины забойных давлений (P_заб) в эксплуатационных скважинах приняты для горизонтов различные и равные 0,75 P_нас. В дальнейшем, в случае достижения P_{л. н} значительно выше начального пластового давления на линиях нагнетания и повышения пластовых давлений в зонах отбора, целесообразно P_заб доводить до P_нас. Это позволит предотвратить выделение газа и возможное выпадение парафина в призабойной зоне пласта и продлить период фонтанирования скважин.

В расчетах коэффициента эксплуатации скважин принят равным 0,9. учитывались фактические давления насосов для закачки воды (100-110 кГ/см²). При определении закачки воды учитывались утечки ее в объема около 20% от объема отбираемой жидкости. Приведенный радиус гидродинамических несовершенных эксплуатационных и нагнетательных принят равным 10^-2м.

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.

Для оценки правильности принятых исходных геолого-промысловых данных выполнены гидродинамические расчеты по сопоставлению расчетной и фактической добычи жидкости по блокам расположенных соответственно на западе и востоке от III разрезающего ряда нагнетательных скважин, по XIV горизонта. Давления на линиях нагнетания соответственно равны: для разрезающего ряда II-А - 98кГ/см². Расчеты проводился по схеме: один нагнетательный ряд и 1,5 эксплуатационных ряда. Действия разрезающего ряда II-А не учитывалось, так как он вступил в работу во 2-й половине 1972 года и под закачкой находилось 5 скважин.

Полученные результаты годовой добычи жидкости сравнивались фактическими величинами по данным разработки указанных блоков для XIII горизонта. Из результатов сопоставления величин расчетной и фактической добычи жидкости следует, что они по существу совпадают и, следовательно, исходные геолого-промысловые данные, фактические предпосылки условий фильтраций Узеньский нефти и расчетная схема-модель неоднородности пластов-коллекторов XIV горизонта в достаточной степени отображают реальные условия и могут быть достаточно надежно использованы в расчетах прогноза обводнения и технологических показателей разработки этих горизонтов.

Расчеты технологических показателей разработки XIV горизонта проводились для выбранных вариантов по плотности сетки скважин и для трех систем воздействия на пласт.

В вариантах перехода с закачки холодной воды на горячую закачка горячей воды в первую очередь предусматривалось в нагнетательные скважины, временно дающие продукцию и новые скважины, нагнетательные скважины, освоенные под закачку холодной воды, необходимо будет постепенно освоить под закачку горячей воды. Гидродинамические расчеты технологических показателей разработки по вариантам выполнены по методикам.

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) по результатам расчетов на БЭСМ-3М по методике ВНИИ.

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

3. Дебиты скважин по жидкости в конце периода разбуривания рассчитывались следующим образом: по кривым вытеснениям определялось начало отчета, соответствующие фактическому накопленному объему жидкости по каждому из блоков, далее прибавлялось время бурения скважин и в конце этого срока находился дебит жидкости на скважину из результатов расчета при одновременном вводе скважин.

4. Фактические дебиты скважин по жидкости и дебиты, соответствующие году в конце разбуривания количества скважин, работающих в течение разбуривания, являются исходными величинами для определения объемов жидкости.

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

Для всех вариантов гидродинамические расчеты выполнены во времени, а также определены среднее показатели разработки за первые 5, 10 и 15 лет.

За общий срок разработки горизонтов в расчетах принималось время достижения экономической оптимальной обводненности продукции добываемой из эксплуатационных скважин в стягивающих рядах каждого блока, при обводнении всей нефтенасыщенной мощности пластов.

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

Таблица 2.1.2

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.

После окончательного разбуривания и освоения системы заведения для закачки горячей воды годовой уровень добычи нефти и жидкости равен 11,68 млн. т/год и 23,18 млн. т/год. Основные технологические показатели разработки XIV горизонту по варианту III Б.

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.

5. По варианту III В наиболее вероятному по сроком перехода с закачки холодной воды на закачку горячей воды, максимальный уровень отбора нефти достигается в 1979г. Величина отбора равна 12,44 млн. т/год, что соответствует 2,8% от начальных извлекаемых запасов.

Коэффициент нефтеотдачи для месторождения в целом при разработки его в условиях закачки холодной воды - 0,36 при закачке горячей воды - 0,45.

Для достижения конечного коэффициента нефтеотдачи 0,45 время разработки продолжительный. Для его сокращения в дальнейшем потребуется изучить вопроса, связанные с применением новых методов разработки и переходом на более интенсивные системы разработки (площадные, избирательные и др.) следует отметить, что в таблицах технологических показателей разработки темп отбора нефти в подвариантах А вариантов I-III даны в зависимости от извлекаемых запасов рассчитанных при разработке месторождения при закачке горячей воды. Кроме того, были приведены гидродинамические расчеты по определению зависимости p (Р) для XIV горизонта и коэффициента нефтеотдачи по этим горизонтам при разработке их на режиме растворенного газа. Полученная нефтеотдачи к моменту снижения пластового давления до 25 кГ/см² равна: по XIV горизонта - 10,8%. Проведенные исследования свидетельствуют о крайне низких значениях нефтеотдачи пластов в случае разработки горизонтов месторождения Узень на режиме растворенного газа. Кроме того, существующую систему заводнения на месторождении Узень можно в дальнейшем преобразовать в избирательную систему или применить очаговое заводнение, что улучшит технологические и технико-экономические показатели разработки.

2.2 Анализ состояния разработки месторождения Узень