Обоснование темы проекта

Общие сведение о месторождении

Совместное предприятие ТОО «Жаикмунай» учреждено 20 марта 1997 г., зарегистрировано в Министерстве юстиции Республики Казахстан 11.09.97 г. и внесено в государственный реестр под № 2345−1900;ТОО (ИУ). Учредителями ТОО «Жаикмунай» являлись АО «Конденсат» (Республика Казахстан) и Компания «First International Oil Corporation» — FIOC (США). В настоящее время FIOC вышел из состава учредителей, в состав учредителей вошла Компания Альбатрос (Республика Казахстан).

В соответствии с Лицензией серии МГ № 253 Д (нефть) от 26 мая 1997 г., Правительством Республики Казахстан предоставлено исключительное право пользования недрами на лицензионной территории, включающей, но не ограничивающейся, месторождением Чинаревское, для доразведки и добычи углеводородного сырья, проведения указанных в Лицензии нефтяных операций.

Контракт с Компетентным органом Республики Казахстан в лице Государственного Комитета Республики Казахстан по инвестициям заключен 31 октября 1997 года (регистрационный № 81).

Условиями Лицензии и Контракта ТОО «Жаикмунай» дано право на разведку и добычу углеводородного сырья на контрактной территории сроком на 30 лет, включая период разведки и период разработки.

Период разведки состоит из 5 последовательных лет и может быть продлен дважды. Каждый период продления может составлять 2 года:

I этап разведки — 2 года (основной контракт) + 2 года (продление до октября 2001 г.);

II этап разведки — 3 года (основной контракт) + 2 года.

В настоящее время ТОО «Жаикнефть» прорабатывает вопрос о внесении изменений и дополнений в Контракт о продлении срока разведки II этапа на 2 года (с октября 2003 г.). При получении положительного решения разведочные работы могут быть продолжены до октября 2006 г. Период разработки составляет 25 последовательных лет после периода разведки, включая этап обустройства.

В случае обнаружения запасов углеводородов, Подрядчик имеет право на продление общего срока Лицензии на период, необходимый для оценки коммерческого обнаружения, и соответственно, на продление срока действия Контракта.

Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) выявлено в 1991 году ПГО «Уральскнефтегазгеология». Оно расположено в 80 км к северо-востоку от г. Уральска. На месторождении установлено три залежи: две газоконденсатные (бийская и афонинская) в отложениях среднего девона и одна газонефтяная в отложениях турнейского яруса нижнего карбона.

Месторождение занимает выгодное географическое положение, располагаясь в регионе с развитой добычей нефти и газа. В 75 км юго-восточнее его расположено ближайшее разрабатываемое уникальное по запасам нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак, с развивающейся добывной, перерабатывающей и транспортной инфраструктурой. В 130 км восточнее в России расположено другое уникальное по запасам газовое месторождение — Оренбургское, которое разрабатывается с конца 60-х годов.

В 50 км северо-западнее в России разрабатывается Зайкинско-Росташинская группа нефтяных месторождений с высоким газовым фактором.

Общая сумма обязательств по инвестициям — около 500 миллионов долларов. Контрактом определен пятилетний доразведочный этап с правом его продления на 4 года.

После завершения доразведочного этапа начнется промышленная эксплуатация месторождения.

Программой буровых работ предусмотрена бурение 43 эксплуатационных скважин. На реализацию этой части рабочей программы согласно контракту необходимо финансирование в размере 442 миллиона долларов.

По геологической квалификации Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение относится к разряду крупных месторождений, запасы которого оценивается на уровне 140 млн. тонн в пересчете на условное топливо.

На Чинаревском месторождении, выявленном еще советскими геологами, было пробурено до проектной глубины 3 скважины, из которых две оказались продуктивные (скважина № 4, № 10).

Надо сказать, что месторождение достаточно сложное, с относительно большими глубинами залегания продуктивных отложений (4,5−5,2 км) их блоковым строением и сложным характером коллекторов.

В скважинах 10 Чинаревская в интервале перфорации 4356−4395 м были отобраны 4 глубинные пробы с глубины 4300 м и 6 поверхностных проб. Анализы проводилось в аналитическом центре Нижневолжского научно-исследовательского института геологии и геофизики (НВНИГГ), г. Саратов.

Оценка промышленного значения нефти для технологических процессов переработки проведена на основе изучения товарной характеристики нефти, выполненной НВНИИГГ, ИПХГ АН РБ и ООО «ВолгоУралНИПИгаз». Нефть Чинаревского месторождения характеризуется как малосернистая (0,32%), малосмолистая (2,7%), парафиновая (5,6%). Массовое содержание меркаптановой серы — 0,03 .

Площадь месторождения в течение ряда лет (1974, 1985, 1989гг.) покрывалась площадной сейсморазведкой 2Д (МОГТ).

Результаты интерпретации и переинтерпретации данных сейсморазведки использовались для заложения глубоких скважин. Общей чертой выбора местоположения скважин было заложение их в сводовой части выявляемых поднятий в нижней части осадочного чехла (горизонты П3, Д2).

Так скважина горизонтом П-9 была заложена в сводовой части поднятия по отражающему горизонту П3 (Алексеев, 1978), но, подтвердив структурные построения, оказалась что структурный план горизонта П3 не контролирует положение залежей в отложениях девона.

Две другие из числа успешно завершенных бурением скважин 4 и 10, были заложены на приразломные поднятия по горизонту Д2. Скважиной 4 была выявлена залежь УВ в отложениях бийского горизонта. В скважине 10 была подтверждена продуктивность бийских и получены фонтанные притоки из афонинских и турнейских отложений. В настоящее время скважина 10 находится в пробной эксплуатации.

Ряд глубоких скважин (горизонты П-1, П-2, 5, 7) из-за сложных горно-геологических условий, в первую очередь наличия горизонтов пластичных солей до проектного горизонта доведены не были. Две скважины (12 и 13) были остановлены бурением в низах нижнепермского карбонатного комплекса из-за отсутствия финансирования.

В 1998 г вся площадь месторождения была покрыта сейсморазведкой горизонта 3Д. После обработки данных в АО «Геотекс» их интерпретация была проведена канадской фирмой «Текника». Полученные результаты включают структурные карты по кровле основных отражающих горизонтов и результаты использования сейсморазведки 3D для прямых поисков. Выявлено два крупных поднятия в районе скважины 10 и к югу от скв. П-9 площадью 15−20 км2.

Кроме того выделяется ряд более мелких поднятий, площадью в несколько км2. В соответствии с амплитудным анализом по отрицательному отражению в кровле турнейского яруса компанией «Текника» сделан прогноз развития коллекторов в его отложениях.

Из этих данных следовало, что скважины 12 и 13 оказались заложены не только за пределами локального поднятия, но и за пределами зоны развития коллекторов. С целью изучения развития коллекторов в периферийной части турнейской залежи, характера экранирования залежи и роли в нем литологического замещения в 2001 году скважина 13 была углублена бурением наклонно-направленного ствола с глубины 4301 м с отклонением от вертикали на уровне турнейского горизонта на 500 м по магнитному азимуту 2900.

На 01.01.2005 г. фонд добывающих скважин, пробуренных на меловые отложения, составляет 5 скважин, в т. ч. 4 скважины (№№ 16-М, 21-М, 79-М, 90-М) находятся в опробовании, 1 скважина (№ 80-М) — в консервации.

С начала разработки юрского эксплуатационного объекта на 01.01.05 г. накопленная добыча составила 629,9 тыс. т нефти и 1026,5 тыс. т жидкости. От начальных извлекаемых запасов нефти категории С1 отобрано 34,6%. Коэффициент нефтеизвлечения достиг 14%. Среднесуточный дебит нефти составляет 11,4 т/сут, жидкости — 24,3 т/сут. Текущая обводненность продукции достигла 52,5%.

Для юрского эксплуатационного объекта можно считать, что начинается стадия разработки, характеризующаяся снижением уровня годовых отборов нефти и нарастанием обводненности продукции.

Оценка энергетического состояния осуществлена с использованием всех замеров пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах по состоянию на 01.01.05 г. Давления получены как по прямым замерам пластового давления, так и расчётный путем по замерам КВУ. Для замеров пластового давления были использованы манометры «Микон».

Эксплуатация скважин, в основном, ведется при забойном давлении выше давления насыщения нефти газом. Разрыв между значением давления насыщения и текущим пластовым давлением составил 4,87 МПа. Учитывая, что скважины горизонтаработают с депрессией 1,8−2,2 МПа, этой разницы достаточно для предотвращения разгазирования в пласте и на забое. Тем не менее, во избежание дальнейшего снижения пластового давления, необходима компенсация отбора закачкой.

Для поддержания пластового давления в июне 2003 г. под нагнетание была переведена добывающая скважина № 72. В начале мая 2004 г. под нагнетание была переведена добывающая скважина № 66. После перевода этих скважин под нагнетание пластовое давление в центральной части залежи постепенно стабилизируется. Таким образом, на юрском эксплуатационном объекте создается внутриконтурная система заводнения в сочетании с приконтурным заводнением восточной части залежи.

Отмечается снижение пластового давления в центральной части залежи, которое постепенно выравнивается с переводом под нагнетание скважины № 66. Падение пластового давления в центральной части залежи объясняется тем, что ППД проводилось всего по двум скважинам, расположенным в приконтурной зоне месторождения.

В первый год разработки месторождения планировалось ввести в эксплуатацию 4 скважины, из них 2 (скважины №№ 2 и 15) из разведочного бурения. Фактически было введено из эксплуатационного бурения 14 добывающих скважин. Действующий фонд добывающих скважин на конец года составил 7 единиц. По Проекту в расчёте добычи нефти было принято, что новые скважины будут работать в первом году 180 дней с начальным дебитом 20 т/сут. Фактический среднесуточный дебит нефти одной добывающей скважины равен 14,1 т/сут против проектного 20 т/сут. Коэффициент эксплуатации скважин фонтанным способом фактически составил 0,33 доли ед. вместо проектного 0,96 доли ед. Небольшое число дней работы новых скважин было связано с отсутствием системы сбора и подготовки нефти, периодическими ограничениями в приеме нефти «КазТрансОйл».

По Проекту в последующие годы (1998;2000 г. г.) в эксплуатацию должны были вступать по 8 скважин из бурения. Предусматривалось в течение четырёх лет разработки ввести в эксплуатацию 26 скважин из эксплуатационного бурения и 2 скважины (№№ 2 и 15) из разведочного бурения предыдущих лет. Фонд добывающих скважин по Проекту — 22, нагнетательных — 6 единиц.

Фактически в 1998 году из эксплуатационного бурения введено 5 добывающих скважин. Фонд добывающих скважин на конец года составил 19 единиц, из них действующих 15 скважин.

Проектный уровень добычи нефти составляет 166,3 тыс. т/год, фактически максимальная проектная добыча нефти не достигнута. Фактическая добыча нефти за 1998 г. составила 42,1 тыс.т., за 1999 г. — 80,3 тыс. т, за 2000 г. — 102,9 тыс.т., за 2001 г. — 102,3 тыс.т., за 2002 г. — 105,3 тыс.т. По состоянию на 01.06.03 г. добыча нефти составила 40,7 тыс.т., расчётная ожидаемая добыча нефти на 2003 г. составляет 97,6 тыс.т. нефти.

Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов по категории С1 фактически составил за 1998 г. 2,3% против проектного 3%, за 1999 г. — 4,3% против проектного 6%, за 2000 г. — 5,5% против проектного 8%, за 2001 г. — 5,5% против проектного 9%, за 2002 г. — 5,7% против проектного 8%.

За 2003 г. ожидаемый темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов по расчёту предполагается 5,2% против проектного 7%. Фактический уровень добычи нефтяного газа в основном соответствует проектной добыче.

В 1997 году фактически добыто 0,2 млн. м3 нефтяного газа при газовом факторе 20,4 м3/т против проектного значения 0,3 млн. м3 при газовом факторе 20,8 м3/т. Фактическая добыча нефтяного газа за 1998 г. составила 0,8 млн. м3 при газовом факторе 19 м3/т, против проектного 1 млн. м3 при газовом факторе 17,8 м3/т. Соответственно за 1999 г. — 1,71 млн. м3 газа при газовом факторе 21,3 м3/т против проектного 1,9 млн. м3 при газовом факторе 17,6 м3/т., за 2000 г. — 2,51 млн. м3 при газовом факторе 24,4 м3/т против проектного 2,8 млн. м3 при газовом факторе 18,2 м3/т.

За 2003 г. добыча нефтяного газа ожидается 2,3 млн. м3 при газовом факторе 23,6 м3/т., по Проекту — 2,4 млн. м3 при газовом факторе 18,1 м3/т.

Обводнение действующего фонда скважин по Проекту было предусмотрено уже с начала разработки (7%), фактически в 1997 г. скважины работали безводной нефтью. За 1998 г. среднегодовая обводнённость фактически составила 2% против проектного 14,3%, соответственно за 1999 г. — 17,5% против проектного 23,3%, за 2000 г. — 28,3% против проектного 32,1%, за 2001 г. — 35,1% против проектного 42,6%, за 2002 г. — 41,6% против проектного 53,8%. Ожидаемое обводнение скважин в 2003 г. составляет 49,7% против проектного 61,6%.

В 1999 и 2000 г. г. было предусмотрено ввести по 3 нагнетательных скважины. Фактически введена в 1998 г. одна нагнетательная скважина, в 2001 г. — вторая, в 2003 г. ожидается ввод ещё двух нагнетательных скважин.

Закачка рабочего агента предусматривалась в 1999 году объёмом 178 тыс. м3, фактически закачка рабочего агента началась в 1998 г. объемом 0,8 тыс. м3, в 1999 г. объём закачки составил 15,3 тыс. м3. В последующие годы фактический объем закачки воды не соответствует проектному.

Систематизируя данные по замерам пластовых давлений можно констатировать следующее:

Фактически среднее пластовое давление изменяется от 8,93 МПа (1997г.) до 7 МПа (2003 г.).

Происходит естественное снижение пластового давления за рассматриваемый период разработки, при этом отмечается неравномерное снижение пластового давления на отдельных участках залежи. Интенсивное падение пластового давления отмечается в центральной части залежи. Для поддержания пластового давления в июле 2003 г. предусмотрен перевод добывающей скважины № 72 в нагнетательный фонд. Фонд действующих добывающих скважин на конец 2003 г. составит 19 единиц, фонд действующих нагнетательных скважин — 4 единицы.

По Проекту среднесуточный дебит нефти добывающей скважины предусмотрен в первые два года равным 20 т/сут, но фактически среднесуточный дебит нефти составил в 1997 г. -14,1 т/сут, в 1998 г. — 17,6 т/сут. Среднесуточный дебит новых скважин по Проекту предусматривался равным 20 т/сут, но фактически оказался ниже проектного.

Основными причинами расхождений проектных и фактических показателей разработки явилось следующее:

1. Несоответствие фактического фонда эксплуатационных скважин проектному фонду.

По мере разбуривания месторождения получены новые геолого-промысловые данные по режимам работы скважин, расположенных в приконтурной зоне месторождения, в непосредственной близости от подошвенных вод (низкие дебиты, значительная обводнённость), что и предопределило необходимость бурения меньшего количества эксплуатационных скважин. Часть проектных скважин (№№ 51,57, 58, 63, 69, 73), расположенных в приконтурных зонах, в районе поисково-разведочных скважин № 13, 3 при испытании которых были получены притоки пластовой воды, пробурены не были. Не была пробурена так же проектная скважина № 76.

При этом по фонду фактически действующих добывающих скважин отмечается их соответствие с проектными показателями.

• 2. Фактический среднесуточный дебит нефти и жидкости ниже по сравнению с проектным среднесуточным дебитом. Так, проектный средний дебит по нефти взят из расчёта 20 т/сут в первые два года разработки, в последующие годы 21−22 т/сут. Фактически же в первый год разработки средний дебит по нефти составил 14,1 т/сут, в последующие годы он изменялся от 17,6 до 14,1 т/сут.
• 3. Эксплуатационные скважины работали на «щадящем» режиме — предпринимаемые попытки по увеличению среднесуточного дебита увеличением депрессии до проектного по некоторым скважинам приводили к резкому росту обводнённости (скважины №№ 67, 70, 71).
• 4. Для гидродинамических расчётов в «Технологической схеме…» принималось условие, что законтурная вода неактивная, и часть скважин после отработки на нефть будет переведена под закачку воды. Поддержание пластового давления в центральной части залежи предусматривалось переводом скважин №№ 53, 55, 65, после завершения фонтанного периода, под нагнетание воды.

Дебиты скважин по жидкости замеряются на групповых замерных установках типа «Спутник АМ40−14−400П» за определённый (установленный в часах) период времени. Для определения дебита скважин по нефти производится отбор проб с последующим анализом в химической лаборатории промысла на содержание воды, и по результатам обводнённости определяется дебит скважины по нефти и воде в объёмном выражении. Определяются плотность нефти, содержание в ней хлористых солей, механических примесей и расчётным путём вычисляется дебит нефти в тоннах за сутки. Исходя из периодов замеров ведётся учёт суммарной добычи нефти по каждой скважине за месяц и далее нарастающим итогом за год.

Дебиты скважин по газу замеряются на групповых замерных установках типа «СПУТНИК» АМ40−14−400П, поочередным переключением их на замерной блок установки.

Попутный газ, выделившийся на первой и второй ступенях сепарации, проходит дополнительную осушку в газосепараторах и используется в качестве топлива на УПН в печах нагрева нефти и воды и котлах промысловой котельной.

Учёт газа ведётся ежесуточно по счётчикам газа «АГАТ», смонтированным на газовых трубопроводах, на одном из которых фиксируется общий объём добычи газа, на другом — объём его потребления на собственные нужды.

При разработке месторождения с нефтью извлекаются и пластовые попутные воды. Пластовая вода, отделившаяся в отстойнике и электродегидраторе, поступает в отстойник с патронным фильтром ОПФ-3000, где происходит её подготовка до требуемых норм и далее через накопительные ёмкости закачивается в нагнетательные скважины по напорным водоводам через блочные водораспределительные гребёнки БГ. Защита от коррозии коммуникаций ППД осуществляется дозированием ингибитора коррозии KW-2068 фирмы «Бейкер Петролайт» блочной установкой БР-2,5. Контроль объёма и параметров закачиваемого агента ежедневно фиксируется водомерными счётчиками фирмы «WEC». На нагнетательных скважинах и на насосе установлены манометры, фиксирующие давление закачки. Фактически отбор проб закачиваемой воды производится ежедневно и отправляется в лабораторию промысла на содержание механических примесей и нефти. Заведены журналы учёта закачки, где фиксируются показания манометров, продолжительность и объём закачанной жидкости. Таким образом, контроль объёма закачки и отбор проб производится согласно Проекту.

Фактически с начала разработки месторождения по всему фонду проводятся нижеследующие гидродинамические исследования скважин и промыслово-геофизические исследования по контролю за разработкой:

с целью контроля за производительностью скважин — определение дебита по жидкости — не менее 6 раз в месяц, обводнённости продукции не менее 6−8 анализов в месяц по каждой скважине (по проекту: определение дебита по жидкости — 1 раз в неделю, определение обводнённости — 1 раз в неделю);

замеры динамических уровней — 3−5 раз в месяц с целью определения режима работы глубинных насосов по каждой скважине (по проекту: определение динамических уровней — 1 раз в квартал);

отбор и лабораторный анализ поверхностных проб флюида по каждой скважине — один раз в месяц;

замер устьевых давлений манометрами: трубного, затрубного и давления на выкидных линиях — ежедневно;

исследования методом установившихся отборов с целью снятия кривой восстановления давления и определения продуктивности скважин -16 исследований. Исследования проводились специализированным гидродинамическим отрядом ЦНИЛ АО «Эмбамунайгаз», специальным отрядом ГИС по контролю за разработкой, а с приобретением глубинного скважинного манометра «Микон -107» собственными силами персонала промысла;

с целью контроля пластового и забойного давления проводятся постоянные замеры статических и динамических уровней — динамических не менее 3−5 раз ежемесячно по всему фонду скважин, статических — при смене внутрискважинного оборудования, проведении каких — либо геолого-технических мероприятий;

по 15 скважинам проведены специальные исследования ГИС по контролю за разработкой с целью определения работающих интервалов (профиля притока), дебита отдельных прослоев, состава флюида по стволу скважины, выделения обводнившихся интервалов и заколонных перетоков.

Исследования проводятся как в статическом, так и динамическом режимах с записью методов: термометрии, барометрии, термодебитометрии, влагометрии, плотности, магнитного локатора муфт, ГК. По шести скважинам проведены исследования методом ИННК по определению текущей нефтенасыщенности и выделению обводнившихся интервалов.

Полученные данные проведённых гидродинамических и геофизических исследований в скважинах достаточно информативны и используются при разработке месторождения. В большинстве случаев по результатам исследований компанией проводятся различные геолого-технические мероприятия: определяется и /или уточняется оптимальный режим работы скважин, проводятся работы по изоляции обводнившихся интервалов путём установки пакеров и проведения селективных цементировок на углеводородной основе. Так, по данным ГИС по контролю за разработкой в скважинах №№ 65, 71, 72, 2-А проведены геолого-промысловые мероприятия по снижению обводнённости с получением реальной эффективности по добыче нефти.

В процессе эксплуатации скважин происходит кольматация призабойных зон парафино-смолистыми отложениями и для восстановления и очистки призабойных зон проводились обработки их горячей нефтью и нестабильным бензином с ПАВ. По некоторым скважинам с целью интенсификации притоков привлекались научно-производственные фирмы, такие как Московская «Сервон», Тюменьская «Гелий», для проведения более сложных работ по обработке пластов многокомпонентными химическими растворами.

С целью интенсификации притоков нефти на промысле проводятся работы по ограничению притока пластовых вод. В результате прорыва пластовой воды по отдельным пропласткам или по пласту резко снижается приток нефти. Восстановления дебита скважин по нефти удаётся достичь путём отсечки пакерами обводнившихся пропластков или изоляции пластовых вод цементными растворами на углеводородной основе. Стабилизация добычи нефти поддерживается путём проведения различных геолого-технических мероприятий.