Технико-технологическая часть. 
Анализ состояния разработки месторождения Узень

История и текущее состояние разработки месторождения Узень

Месторождение Узень одно из крупнейших не только в Республике Казахстан, но и на территории бывшего СССР, открыто в 1961 год, введено в промышленную разработку в 1965 году. Месторождение Узень принадлежит к числу уникальных месторождений и имеет ряд специфических особенностей, которые отличают его от других месторождений, и требует особого подхода, как в проектировании, так и в практике разработки.

Месторождение Узень — многопластовое, имеет сложное исключительное геологическое строение. В разрезе меловых и юрских отложений выделено 25 продуктивных горизонтов (I — XXV); основной этаж нефтеносности — XIII — XVIII горизонты верхне-среднеюрского возраста.

Продуктивная толща XIII — XVIII горизонтов расчленена на 18 пачек, включающих в себя 48 пластов. Относительно небольшие залежи нефти содержатся в XIX — XXIV продуктивных горизонтах нижнего этажа нефтеносности, представленных на трёх локальных поднятиях: Хумурунском, Северо-западном и Парсумурунском куполах.

Залежи XII — XVIII горизонтов образуют массивную толщу с единым водонефтяным контактом.

Продуктивные горизонты основного этажа нефтеносности (XIII — XVIII) характеризуются средними нефтенасыщенными толщами от 7,8 до 21,1 м., при средних значениях пористости 22 — 27% и проницаемости 0,167 — 0,276 мкмІ.

В пластовых нефтях месторождения, имеющих вязкости в основном 3,7 — 4,7 мПа · с, содержится в среднем 22% парафинов и до 20% асфальтосмолистых компонентов.

Официальный последний подсчёт начальных балансовых (геологических) запасов нефти по месторождению и по отдельным продуктивным горизонтам был проведён в 1980 году, в последующие годы проводились оперативные оценки запасов, которые не внесли существенных изменений в официально принятые цифры. Поэтому в настоящее время суммарные начальные балансовые (геологические) запасы нефти по месторождению в количестве 1 054 566 тыс. тонн являются основным ориентиром при определении выработки запасов и добычных возможностей месторождения Узень.

В первых проектных документах конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) был определён одинаковым для продуктивных основных горизонтов (XIII — XVIII) и каждого из блоков — 45%, для нижнего этажа нефтеносности (Хумурунского, Северо-западного и Парсумурунского куполов) — 30 — 35%. В последующем предпринимались неоднократные попытки провести переоценку начальных извлекаемых запасов с учётом новой геолого-физической информации и сложившегося состояния разработки, как по продуктивным горизонтам, так, и по отдельным блокам; однако, получаемые результаты признавались недостаточно достоверными, поэтому для анализа выработки запасов нефти горизонтов и отдельных блоков до последнего времени используются утверждённые в 1981 году начальные извлекаемые запасы в количестве 464 775 тыс. тонн. Для определения перспектив развития месторождения одна из первоочередных и важных задач — объективный подсчёт извлекаемых запасов нефти по каждому из блоков с учётом геолого-физических особенностей, истории разработки и текущего состояния выработки запасов.

Многопластовость, исключительно сложное геологическое строение, значительная объёмная неоднородность продуктивных горизонтов (в 5 ч 10 раз больше, чем на месторождениях Урало-Поволжья), аномальные свойства нефтей и другие особенности предопределили основные трудности в проектировании и разработке месторождения. В отечественной и зарубежной практике не было опыта проектирования и эксплуатации месторождения, подобных Узени.

Эксплуатация месторождения осуществляется на основании проектных документов. В их числе три крупных проекта для месторождения в целом и несколько технологических схем для отдельных участков, наиболее сложных с позиций разработки. Первый проектный документ — генеральная схема разработки — был составлен ВНИИ в 1965 году и предусматривал следующие основные положения:

• — поддержание пластового давления и пластовой температуры с начала разработки месторождения;
• — выделение четырёх эксплуатационных объектов: 1 объект — XIII+XIV горизонты; II объект — V+XVI горизонты; III объект — XVII горизонт; IV объект — XVIII горизонт;
• — по основным эксплуатационным объектам I и II поперечное разрезание месторождения на блоки шириной 4 км рядами нагнетательных скважин;
• — ввод в разработку всех объектов одновременно отдельными блоками;
• — совпадение в плане линий разрезания по всем объектам в избежания перетоков жидкости между горизонтами;
• — III объект (XVII горизонт) разрабатывать при законтурном завод нении;
• — IV объект (XVIII горизонт) эксплуатировать без ППД при смешанном режиме;
• — в добывающих скважинах забойное давление поддерживать на 25% ниже давления насыщения нефти газом;
• — давление на линиях нагнетания поддерживать на уровне начального пластового давления;
• — давления нагнетания воды — 10МПа.

При вводе месторождения в эксплуатацию возникли большие трудности. Из-за отставания организации системы ППД разработку эксплуатационных объектов осуществляли в первые годы в естественном режиме, а затем — при закачке холодной воды, причём в объёмах значительно ниже проектных.

В результате в 1970 — 1971 годах пластовое давление в зонах отбора по продуктивным горизонтам снизилось в среднем на 1,0…2,8 МПа (на отдельных участках — 3,5…4,0 МПа), а забойные давления в добывающих скважинах составляли 55…65% от давления насыщения нефти газом. В результате образовались широкие зоны разгазирования, особенно в сводовых частях нефтяных залежей. По мере накопления исходной информации принимались дополнительные решения, направленные на улучшения системы и состояния разработки продуктивных горизонтов, также как дополнительное разрезание объектов рядами нагнетательных скважин с целью уменьшения ширины блоков (площадь месторождения Узень разделена на 16 блоков) до 2 км; разукрупнение I и II объектов путём бурения добывающих скважин и организация системы заводнение на каждый горизонт, перевод III и IV объектов на внутриконтурную закачку воды, введение дополнительно к блоковому заводнению очагового на участках линзовидного развития песчаников. Неоднократно принимались решения о необходимости скорейшего перевода месторождения на закачку горячей воды.

Однако из-за отставания в строительстве сооружения для подготовки горячей воды закачка холодной воды продолжалась. Так, 1976 году (после 10 лет разработки) горячая вода составляла лишь 13% общего объёма закачки, в 1978 году — 27,7%, в 1979 году — 31,2%. Таким образом, во внутриконтурную область продуктивных горизонтов месторождения к началу 1980 году было закачено в общей сложности более 300 млн. мі холодной воды или 85% общего накопленного объёма закачки. Охлаждалось более 500 млн. мі пород продуктивных пластов-коллекторов, зафиксировано снижение температуры на 5…20°С и более.

Максимальный уровень годовой добычи нефти был достигнут в 1975 году — 16 249 млн. тонн, рост добычи до 1976 года происходил за счёт экстенсивного фактора — разбуривание и ввода в действие новых площадей и участков. При этом дебит нефти непрерывно снижался даже при росте темпов заводнения. После разбуривания основных горизонтов и площадей началось снижение добычи нефти (периода стабилизации до 1980 года не было) при интенсивном росте обводнённости продукции скважин, что видно из таблицы 5.

Таблица 5 — Динамика основных технологических показателей разработки XV горизонта месторождения Узень.

Коэффициент падения добычи нефти в 1976 году составил 5%, в 1977 — 1979 годах — 15,6…10%. Рост обводнённости произошёл при повышении интенсивности применяемой системы разработки (уменьшение ширины блоков до 2 км). В 1974 году был составлен проект разработки XIII — XVIII горизонтов (вошедший в дальнейшем в качестве технологической части в комплексный проект разработки всего месторождения), что было вызвано необходимостью обобщения многочисленных решений и постановлений по совершенствованию разработки месторождения и уточнения проектных технологических показателей с учётом накопленной в процессе разработки геолого-промысловой информации.

Основные положения проекта заключались в следующем :

• — каждый горизонт является самостоятельным объектом разработки с индивидуальной системой воздействия заводнением;
• — продуктивные горизонты разделены на блоки шириной 2 км рядами нагнетательных скважин;
• — все новые проектные скважины бурятся отдельно на каждый продуктивный горизонт;
• — уменьшены начальные извлекаемые запасы, приходящиеся на одну скважину путём уплотнения сетки добывающих скважин;
• — проектные объёмы закачки горячей воды увеличены и запланирован полный перевод месторождения на горячую воду к 1979 году.

В 1977 году в добывающем фонде по месторождению числилось 1422 скважины, в нагнетательном — 572 скважины. Проектные показатели по добыче нефти, текущему КИН, бурению и фонду скважин были перевыполнены, фактическая обводнённость превышала проектную.

В последующие годы, после интенсивного пятилетнего снижения годовых отборов (1976 — 1980 г. г.) при непрерывном уменьшении дебитов нефти и увеличения обводнённости, в разработке месторождения наступил период относительной стабилизации, продолжавшийся до 1990 года. Для этого периода характерно монотонное снижение годовых отборов (на 2ч4% в год), соответствующих дебитов, общий небольшой рост объёмов закачиваемой воды (с 34 до 40 млн. мі); обводнённость продукции изменялось мало (на 1ч2,5% в год). Продолжалось бурение скважин, причём всё больше их количество размещалось в зонах с ухудшенными коллекторскими свойствами. Вовлечение в активную разработку запасов нефти в этих зонах при существовавшей системе блокового заводнения оказалось проблематичным, что вызвало необходимость организации на таких участках более интенсивных систем заводнения. Начиная с 1990 года идёт интенсивное падение добычи нефти. Темп падения добычи в 1990 — 1996 годов составлял 4,3 — 20,4% ежегодно. За 1997 год темп падения стабилизировался.

Основными причинами падения добычи нефти являются:

— резкое уменьшение действующего фонда добывающих скважин за счёт увеличения бездействующего фонда;

разрушение систем поддержания пластового давления из-за высокой коррозии технологического оборудования в результате закачки высокоминерализованных, коррозионно-активных морской и сточной воды в пласт без предварительной их подготовки;

• — резкое сокращение бурения новых скважин, капитального ремонта скважин и оборудования, технологических процессов по защите коммуникации от коррозии, парафина и солеотложение, профилактических работ над фондом скважин;
• — отсутствие реконструкции и обустройства систем ППД, невозможность поднятия давления нагнетания до проектной величины;
• — физический и моральный износ нефтепромыслового оборудования и спецтехники.

По состоянию на 1.01.1994 года годовая добыча нефти (по сравнению с максимальным значением) снизилось практически на 80% - до 3248 тыс. тонн, средняя обводнённость продукции достигла 59,9%.

Начиная с 1987 года, разработка месторождения должна была осуществляться в соответствии с рекомендациями последнего проекта разработки. Однако в силу объективных причин: усложнения общей экономической ситуации, ухудшения финансового положения НГДУ «Узеньнефть», удорожание бурения скважин, ремонтных работ наземного и подземного оборудования и т. д., проектные решения не выполняются, отставания основных фактических показателей от запланированных из в года в год увеличивался. Сократились объёмы бурения, началось прогрессирующее выбытие добывающих и нагнетательных скважин в бездействие по техническим причинам, уменьшился межремонтный период действующих скважин. Из-за дефицита технических средств для механизированной добычи нефти вынужденной мерой было использование имеющегося в наличии глубинно-насосного оборудования без учёта соответствия его производительных характеристик добычным возможностям скважин, в результате всё большее количество действующих скважин эксплуатировались не на оптимальных режимах работы, что привело к общему снижению дебитов.

В результате проектные показатели по добыче нефти и жидкости бурение скважин в сложившихся условиях практически невыполнимы, поэтому требуется их корректировка с учётом реальных возможностей НГДУ на ближайшие годы. Поскольку экономическая ситуация постоянно меняется, долгосрочный прогноз, видимо, пока не имеет смысла.

За 1997 год за счёт внедрения современных методов повышения нефтеотдачи пластов, как форсированный отбор жидкости и оптимизации закачки горячей воды, добыто 777,2 тыс. тонн нефти, что составляет 25,3% от общей добычи по АО «Узеньмунайгаз».

Начальные балансовые запасы нефти 1152 млн. мі. Остаточные запасы нефти по месторождению Узень за 2001 год -201.6 млн. тонн.

Основные показатели разработки нефтяных месторождения Узень за 2001 год в сравнении с проектными показателями приводится в таблице 6. Как видно из данной таблицы за 2001 год объём нефти составляет 4137 тыс. тонн, что на 10,3% больше его планового значения и на 530,9 тонн больше чем в 2000 году.

Таблица 6 — Сравнение показателей разработки месторождения Узень (включая Карамандыбас) за 2000;2001 гг.

Это достигнуто за счет дополнительной добычи, данные которой приведены в таблице 7.

При этом среднесуточная добыча нефти в целом по месторождению Узень за 2001 год составляет 11 334,2 тонн, объём добытой жидкости равен 19 574,37 тыс. тонн. Обводнённость продукции — 78,9%. Среднесуточный дебит одной действующей скважины по нефти равен 4,1 тн./сут., по жидкости — 19,6 тн./сут.

Наряду с увеличением добычи нефти, одновременно увеличивается и объём закачки, и составила 33 895,7 тыс. м/с. Приёмистость одной действующей нагнетательной скважины — 123,5 м/сут.

Таким образом накопленная добыча нефти с начала эксплуатации составляет 286 789 тыс. тонн, жидкости — 590 234 тыс. тонн, закачка воды — 1 050 358 тыс.м. Остаточные извлекаемые запасы — 201,6 млн. тонн. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 26%ю Текущая компенсация отбора — 145,5%, компенсация с начала разработки — 144,7%.

Всего за отчетный период добыто 4137 тыс. тонн нефти, что составляет на 10,3% больше по сравнению с 2000 годом.

На месторождении Узень для технологических нужд системы поддержания пластового давления, а также для целей бурения скважин используют морскую, сточную и волжскую воду (таблица 8).

По состоянию на 1. 01.2001 год на месторождении закачка воды осуществляется через 17 кустовых насосных станции, в том числе 13 БКНС и 4 КНС. Всего установлено 78 насосов с общей теоретической производительностью 336 970 тонн/сутки. За 2001 год закачка воды в продуктивные горизонты составила 21 400 тыс. мі., закачка горячей воды произведена в объёме 2081 тыс. мі (таблица 8).

На 2001 год непроизводительные потери воды, используемые для ППД, нужд нефтепромыслов и бурения составила 2663 млн. мі., что составляет 11%.

Таблица 7 — Дополнительная добыча нефти за 2001 год.

общего объёма воды. Невыполнение плана по закачке в систему ППД по АО «Узеньмунайгаз» на 4200 млн. мі. за счёт невыполнении перекачки УПТЖ морской воды в результате ограничений МАЭК электроэнергии из-за нехватки топлива. Однако невыполнение плана закачки воды в пласт объясняется не только указанными недостатками, но и из-за прорывов водоводов от коррозионного износа, от утечки воды с КНС, из-за отсутствия дренажных насосов, не герметичность эксплуатационной колонны, за колонные перетоки.

Таблица 8 — Закачка в пласт воды при поддержании пластового давления (ППД) (тыс. мі).