Режим разработки залежей. Пластовый режим

 

От проведённых до сих пор исследований коллектора, исходя из имеющихся в распоряжении данных можно сделать вывод, что коллектор представляет собой преимущественно истощаемый газоконденсатный пласт, в котором нет ясного доказательства о существовании большого водоносного пласта. Если далее в жизни месторождения появится вклад водоносного слоя для вытеснения пластовой жидкости, в этом случае превалирующий водонапорный режим будет режимом периферийного поддержания давления водоносным слоем, скорее, чем режим напора подошвенных вод. Некоторые другие важные факторы подсказывают, что нельзя ожидать притока большого количества воды в коллектор. Присутствие нефтяной оторочки, там, где плотность нефти растёт быстро, приближаясь к прогнозированному водонефтяному контакту может препятствовать движение в водоносном пласте. Помимо этого, присутствие любого количества остаточного газа в обводнённой зоне может, вероятно, препятствовать дальнейшему движению воды, т.к. пластовое давление снизилось ещё больше.

 

Фонд скважин

 

Фонд скважин месторождения представлен 313 пробуренных скважин. Эксплуатационный фонд составляет 81 скважина, в том числе:

Действующий фонд - 35 скважин:

·     дающие газ и нефть - 35

Бездействующий фонд - 46 скважин:

·     стоит КРС - 1 скважина (9713)

·     в ожидании КРС - 26 скважин (9827 после бурения)

·     обводненные (забиваются гидратом) - 2 скважины

·     в обустройстве и освоении после КРС - 8 скважин

Контрольный фонд -12 скважин:

·     наблюдательные газовые - 7

·     в ожидании КРС - 5 скважин

·     скважин в консервации - 82 скважины

·     под закачку - 4 скважины

·     контрольные - 16 скважин

·     в ожидании ремонта или ликвидации - 3

Промсточные - 13 скважин:

·     нагнетательные - 1 скважина (1 рп);

·     контрольные - 12 скважин

·     разгрузочные - 41

·     наблюдательные на Т и Р₂ - 7

Скважины в ожидании ликвидации - 5:

·     эксплуатационные - 3 скважины

·     специальные - 2 скважины

Ликвидированные - 33 скважины:

·     разведочное - 29 скважин

·     эксплуатационные - 4 скважины

Особенностью фонда является фонд скважин находящихся в консервации. Таких скважин 82. Основные причины консервации ожидание обустройства скважин и отсутствие потребителя. Из 82 законсервированных скважин 58 освоены, имеют либо открытый забои, либо перфорированы. 24 скважины не освоены, ожидают перфорации и освоения

 

2.3 Выбор варианта разработки Карачаганакского месторождения

 

Высокое содержание и большие запасы тяжёлых углеводородов на Карачаганакском месторождении требует обязательного поддержания пластового давления (ППД). Ниже рассмотрим возможность применения различных рабочих агентов для поддержания пластового давления: дымовых газов, воды, сухого газа после перерабатывающего завода.

 

Дымовые газы

Технология этого метода разработана институтом ВолгоУралНИПИгаз и сводится к следующему: добытое сырьё подаётся на гпз. Конденсат, сера и 90% сухого газа реализуется в установленном порядке. 10% товарного газа идёт на сжигание в теплоэлектростанцию, на которой получают электроэнергию, пар и продукты сгорания природного газа с воздухом 88% азота и 12% углекислого газа. Дымовые газы собираются в газгольдер и воздуходувкой подаются на компрессорную станцию, которая поднимает давление до 45 МПа. При таком давлении дымовые газы закачиваются в залежь. В процессе компримирования из дымовых газов выделяется техническая вода, а также вырабатывается электроэнергия и тепло. Основные трудности связаны с повышением давления от атмосферного до 45 МПа и разбавления сырья, поступающего на гпз азотом и углекислым газом после прорыва нагнетательного газа в эксплуатационные скважины.

месторождение нефть пластовый бурение

Вода

Рассмотрен вариант закачки воды под водонефтяной контакт. Основные трудности связаны с отсутствием надёжных источников водоснабжения и бурением большого числа скважин на глубины 5300-5500 м, т.к. отмечается заметное ухудшение коллекторских свойств в нижней части залежи. Удельная продуктивность каменноугольных отложений по пластовой смеси, согласно исследованиям скважин составляет 0,5 (тыс. м³/ сут) / МПа·м. Уд. продуктивность пласта по воде составляет 0,3 (м³/сут) /МПа·с. Приёмистость нагнетательных скважин при эффективной мощности: 80 м (при 30-35% эффективной мощности это требует более 200 м общей мощности) и репрессии на пласт 16 Мпа составляет 45 м³/ сут. Но даже в этом случае для поддержания пластового давления при годовом отборе 25 млрд. м³ необходимо 700 нагнетательных скважин. Максимальное значение приёмистости не превысит 385 м³/сут. По оценке ВолгоУралНИПИгаз при закачке воды коэффициент газоотдачи может составить 0,51, конденсатоотдачи - 0,39. В качестве возможных источников водоснабжения ВолгоУралНИПИгаз рассматривает: водозабор подземных вод непосредственно по площади глубиной 80-120 м, подрусловый водозабор инфильтрационного типа в р. Илек, строительство 2-х водохранилищ многолетнего регулирования стока на реках Утва и Илек. Государственной Академией Нефти и Газа (кафедра подземной гидромеханики) проведена Оценка эффективности применения воды в качестве рабочего агента. Показано, что при внутриконтурном заводнении возможен достаточно быстрый прорыв воды к забоям эксплуатационных скважин из-за наличия пластов с улучшенными фильтрационными свойствами.

При вытеснении лёгкой нефти водой нефтеотдача практически определяется моментом подхода фронта вытеснения к эксплуатационной галерее. Это связано с тем, что при вытеснении нефти водой фронтальная насыщенность близка к предельной, что приводит к неравномерности вытеснения и резкому снижению безводного периода. Вопрос об использовании в качестве рабочего агента воды требует дополнительной проработки, учитывая отсутствие лабораторных экспериментов и недостаточную геологическую информацию, особенно по нижней части залежи.

В качестве возможного варианта следует рассмотреть также совместную попеременную закачку воды и газа.