Технико-технологическая часть. 
Особенности разработки Узеньского месторождения

Текущее состояние разработки 6-го блока месторождения Узень

Месторождение Узень было открыто в 1961 г. и введено в промышленную разработку в 1965 г. согласно Генеральной схеме разработки месторождения.

Узеньское месторождение характеризуется сложным геологическим строением и уникальными свойствами нефтей. Коллекторами являются песчаники и алевролиты, часто сильно глинистые, с исключительно высокой степенью неоднородности по проницаемости, в пределах 10−1500 мд. Нефти Узеня содержат до 45% парафино-асфальтосмолистых веществ.

Запасы нефти Узеньского месторождения относятся к категории трудноизвлекаемых, так как большая их часть находится в низко и среднепроницаемых коллекторах, причем на долю низкопроницаемых приходится более 40% всех запасов.

Начальные балансовые запасы нефти по месторождению составляют 11 109 млн. т, а извлекаемые — 499 млн.т.

С начала разработки из продуктивных горизонтов месторождения было отобрано 272,3 млн.т. нефти и 551,1 млн. т жидкости; текущий КИН составил 0,258.

Максимальная добыча нефти была достигнута в 1975 г. (16,2 млн. т) и уже с 1976 г. началось ее интенсивное падение, продолжавшееся до 1980 г. Динамика фактических показателей разработки месторождения Узень представлена в таблицах 2.1 и 2.2. На рисунке 1 и 2 представлены графики разработки годовых и суточных показателей месторождения Узень с начала ее эксплуатации.

Рисунок 2.1 — Динамика обводненности 6 блока месторождения Узень.

Отклонения в фактической добыче в 2001 г. составило 2042,6 тыс.т. Сравнение проектных и фактических показателей разработки месторождения представлено в таблице 2.3. Меньше проектного оказался фонд добывающих скважин на 943 и нагнетательных — на 456 скважин. А также наблюдается отклонения среднесуточного дебита нефти на 0,1 т/сут. Наибольшее снижение добычи нефти по сравнению с проектными характерны для XIV горизонта (916 тыс. т).

Анализ выработки блока месторождения Узень (таблица 2.4.) показывает, что наибольшая накопленная добыча нефти сначала разработки 32 069,4 тыс.т. и наибольшая добыча за 2001 год — 422,2 тыс.т. приходится на 3 и на 2а блоки соответственно.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения по месторождению составил 25,8%. По основным горизонтам КИН изменяется от 32,3% (XVI горизонт) до 17,1% (XVIII горизонт).

Добыча нефти за 2000 г. составила 3387,2 тыс.т. нефти, добыча жидкости — 1364,8 тыс.т. при средней обводненности продукции 75,3%, годовые отборы нефти и жидкости в 2000 г. выше на 10,7% и 32,5% соответственно, чем в 1999 г.

Средние дебиты нефти в 1991;1996 г. г. ежегодно снижались. В 1991 г. дебит нефти составлял 6,6 т/сут., в 1996 году произошло его уменьшение до 3,9 т/сут (40,9%). В 1997 — 1998 г. г. средний дебит нефти незначительно увеличился от 4 до 4,7 т/сут. соответственно. За последний 2000 год дебит снизился до 3,9 т/сут (таблица 2.1. и рис.2).

В целом по 6 блоку технологические показатели разработки представлены в таблице 2.5. В 1977 г. добыча по 6 блоку составляла- 131,6 тыс. т, далее наблюдается ежегодно снижение добычи, и в 2001 г. она составляла 195,2 тыс.т. накопленная добыча нефти и жидкости составляет 12 729,5 и 25 762,8 тыс.т. соответственно (рис.4−6). Далее представлен анализ текущего состояния разработки 6 блока по горизонтам — XIII, XIV, XV, XVI.

XIII горизонт.

Из продуктивных пластов XIII горизонта отобрано 64 669,4 тыс.т. нефти, что обеспечило текущий КИН — 27,6% (таблица 2.6.); накопленная добыча жидкости составила 135 325,9 тыс.т. Годовая добыча нефти и жидкости соответствует 999,9 и 3621 тыс. т при среднегодовой обводненности продукции 72,3%.

По сравнению с 1999 г. годовая добыча нефти увеличилась на 170,7 тыс.т. (20,6%), годовая добыча жидкости — 126,7 тыс. т (53,5%), т. е. произошло постепенное увеличение показателей, чем в предыдущее годы.

Среднесуточный дебит скважин по нефти за последние 5 лет изменился от 4 до 4,3 т/сут. В 1999 г. дебит нефти снизился до 3,3 т/сут. На 01.01.2001 год дебит нефти составил 4 т/сут, что на 0,7 т больше предыдущего. Среднесуточный дебит жидкости в течении 5 лет постепенно увеличился от 11 до 13,3 т/сут, в 1999 г. дебит жидкости снизился до 9,2 т/сут. На 01.01.2001 год дебит жидкости увеличился на 7,2 т. и составил 16,4 т/сут.

Блок 6.

Начальные извлекаемые запасы по блоку составляют 7484 тыс. т, а балансовые 16 632 тыс.т. Степень выработки блока от начальных извлекаемых запасов — 60,32%, темп отбора — 0,96% (таблица 2.7.).

С начала разработки по состоянию на 01.01.2001 г. с 6 блока добыто 4514 тыс. т нефти и 9850 тыс. т жидкости.

За 2000 г. из блока отобрано 72 тыс. т нефти, 293 тыс.т. жидкости при обводнении добываемой продукции — 71,7%. По сравнению с прошлым годом добыча нефти увеличилась на 4,7 тыс. т, а обводненность добывающих скважин с 65,3% до 71,7%.

Компенсация отбора закачки в целом по блоку -1,65%. Пластовое давление в зоне отбора по сравнению с прошлым годом уменьшилось с 9,7МПа до 9,6 МПа и 9,4МПа до 9,1МПа соответственно.

Доля участия блока в накопленной и годовой добычи составляет 7% и 7,2%, что выше доли НИЗ — 6,5%. Как следствие КИН на 01.01.2001 г. составил 27,14%. Дебиты скважин по нефти (5,5 т/сут.), так и по жидкости (19,4 т/сут), что выше средней величины этого показателя по горизонту (4 и 16,4 т/сут соответственно).

XIV горизонт.

Из продуктивных пластов XIV горизонта отобрано 106 274,3 тыс.т. нефти, что обеспечило текущий КИН 25,4% (таблица 2.8); накопленная добыча жидкости составила 218 082,3 тыс.т. Годовая добыча нефти и жидкости за 2000 г. соответствует 1236 и 5163,9 тыс.т. при среднегодовой обводненности добываемой продукции 76%.

Добыча нефти из горизонта в 2000 г. увеличилось по сравнению с 1999 годом на 107,8 тыс.т. и составила 1236 тыс.т., а добыча жидкости 1638,1 тыс.т. Увеличение добычи жидкости из горизонта за год произошло на 46,6%. Одним из факторов увеличения добычи нефти и жидкости в 2000 г. явилось увеличение количества действующих добывающих скважин и уменьшения бездействующего фонда.

Среднегодовая обводненность добываемой продукции в 2000 г. увеличилось на 10,5%, чем в 1999 г.

Среднесуточный дебит нефти и жидкости увеличился с 3,5 и 11 (1999 г.) до 3,8 и 16,8 т/сут. (2000 г.) соответственно.

Блок 6.

Начальные извлекаемые запасы по блоку составляют 11 889 тыс.т., а балансовые 26 421 тыс.т. Степени выработки блока от начальных извлекаемых запасов — 47,17%, темп отбора — 0,71%.

С начала разработки по состоянию на 01.01.2001 г. с 6 блока добыто 5608 тыс.т. нефти и 11 178 тыс.т. жидкости (таблица 2.9).

За 2000 г. из блока отобрано 85 тыс.т. нефти. 368 тыс.т. жидкости при обводнении добываемой продукции — 76,4%. По сравнению с прошлым годом добыча увеличилась на 9,5 тыс.т. Увеличился объем закачки воды с 537,9 тыс. м3 до 798,4 тыс. м3, обводненность добывающих скважин уменьшилась с 77,4% до 76,4%.

Компенсация отбора закачки в целом по блоку — 3,08%. Пластовое давление в зоне нагнетания и в зоне по сравнению с прошлым годом не изменилось 10,6 МПа соответственно.

Доля участия блока в накопленной добыче (5,3%) ниже доли НИЗ (6,1%), а годовой добычи (6,9%) чуть выше доли НИЗ. И, как следствие, КИН на 01.01.2001 года составил 26,85%. Дебиты скважин, как по нефти (3,8 т/сут), так и по жидкости (16 т/сут)0, значительно выше средней величины этого показателя по горизонту (3,1т/сут и 13,8 т/сут соответственно).

XVI горизонт.

Из продуктивных пластов XVI горизонта отобрано 31 424,3 тыс.т. нефти, что обеспечило текущий КИН — 32,3% (таблица 2.12.); накопленная добыча жидкости составила 59 211,9 тыс.т. Годовая добыча нефти и жидкости и соответствует 363,6 и 1566,7 тыс.т. при среднегодовой обводненности продукции 76,7%.

По сравнению с 1999 годом добыча нефти увеличилась на 16,1 тыс.т. (4,6%); годовая добыча жидкости — 478,7 тыс.т. (43,9%), т. е. произошло постепенное увеличение показателей, чем в предыдущие годы.

Среднегодовая обводненность продукции в 2000 г. увеличилась на 8,7%, чем в 1999 г.

Среднесуточный дебит скважин по нефти за последние пять лет изменился от 3 до 3,8 т/сут. На 01.01.2001 год дебит нефти 3,2 т/сут, что 0,2 т больше предыдущего. Среднесуточный дебит жидкости в течении пяти последних лет постепенно увеличился от 9,6 до 15,5 т/сут, в 1999 году дебит жидкости снизился до 1,7 т/сут. На 01.01.2001 г. дебит жидкости увеличился на 5,8 т и составил 15,5 т/сут.

Блок 6.

Начальные извлекаемые запасы 333 тыс.т., а балансовые — 739 тыс.т. степень выработки по состоянию на 01.01.2001 г. с блока 6 добыто 110 тыс.т. нефти и 212 тыс.т. жидкости.

За 2000 г. из блока отобрано 2 тыс.т. нефти, 13 тыс.т. жидкости при обводненности добываемой продукции — 79,1%. По сравнению с прошлым годом добыча нефти незначительно увеличилась на 0,6 тыс.т. Увеличился объем закачки воды на 1,5 тыс. м3, уменьшилась обводненность добывающих скважин на 3,8%. Компенсация отбора закачки в целом по блоку — 0,99%. Пластовое давление в зоне нагнетания и в зоне отбора по сравнению с прошлым годом практически не изменилось 11,5 МПа и 11,4 МПа соответственно.

01.01.2001 г. составил 14,88%. Дебиты скважин как по нефти — 1,7т/сут., так и по жидкости — 8,1 т/сут. Ниже средней величины этого показателя по горизонту 3,2 т/сут. Соответственно.