Технико-технологическая часть. 
Эффективность использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

Состояние разработки месторождения

Тенгизское месторождение было открыто в 1979 г. бурением скважины Тенгиз — 1. Ответственным за первоначальный подсчет запасов Тенгиза и ежегодные отчеты по запасам до 1993 г. был институт ВолгоградНИПИнефть (на 1 июля 1996 г.).

Подсчет запасов был выполнен КазНИГРИ, он был рассмотрен и утвержден в апреле 1998 г. Государственным Комитетом по запасам Республики Казахстан (ГКЗ).

Месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную разработку в апреле 1991 года в соответствии с технологической схемой, составленной институтом «Гипровостокнефть» и утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР в 1986 году (протокол № 1226 от 28.11.86 г.).

Добыча нефти на месторождении увеличилась с 0,94 млн. тонн в год в 1993 году до 13,6 млн. тонн в год в 2005 году. Увеличение добычи произошло за счет разработки сети выходов на мировые рынки при расширении производственных объектов и разработке дополнительной производительности скважин через комбинацию скважин КРС и заканчиваний существующих и бурения новых скважин.

В 1993 году единственным маршрутом экспорта Тенгизской нефти являлся трубопровод Атырау — Самара с производительностью один миллион тонн нефти в год. ТШО производил стабильное увеличение объема отгрузки нефти по трубопроводу Атырау — Самара до более 3 млн. тонн в год.

Ключевым фактором роста ТШО за период 1995;2001 гг. стало значительное увеличение объема экспортируемой по железной дороги Тенгизской сырой нефти.

В 1995 году ТШО начал отгрузку нефти по железнодорожным путям в Финляндию и Одессу.

К 2000 году ТШО являлся самым крупным транспортером сырой нефти по железной дороге в мире. В 2000 году ТШО отгрузил 8,2 млн. метрических тонн нефти по железнодорожным путям, в основном в порты Черного моря.

В 2001 году было завершено строительство Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) и приблизительно 0,9 млн. метрических тонн Тенгизской сырой нефти было транспортировано по нему в порт Черного моря, г. Новороссийск.

С марта 1999 г. и до декабря 2002 года разработка месторождения осуществляется согласно «проекту опытно-промышленной разработки», выполненному институтом «НИПИмунайгаз» и утвержденному ЦКР РК (протокол № 3 от 25.03.99 г.).

Согласно проекту в период ОПР предусматривалось бурение 19 скважин, расконсервация 7 скважин (28, 29, 31, 41, 45, 109,5050) и углубление бурением 12 скважин (14, 17, 30, 60, 70, 108, 118, 125, 211, 220, 430, 463).

Проводимые ТОО «Тенгизшевройл» с 1993 г. исследования (бурение новых скважин, отбор и исследования керна, пластовых жидкостей, гидродинамические исследования, трёхмерная сейсморазведка методом 3Д), послужили основой для создания геостатической модели Тенгизского месторождения и выполнения пересчёта запасов нефти, утвержденного ГК 3 РК (протокол № 170−02-У от 13−17.08.2002г.). В настоящее время разработка месторождения Тенгиз проводится согласно Технологической схеме разработки месторождения Тенгиз, разработанной ОАО «Гипровостокнефть», утвержденной Центральным Комитетом разработки РК 25 декабря 2002 года. Проектом ОПР запроектирована единая квадратная система размещения скважин с плотностью сетки 200 га/скв.

Коэффициент эксплуатации скважин — 0,88; коэффициент использования — 0,809.

Реализация программы бурения/углубления скважин, предложенная в проекте ОПР, представлена в таблице 1.5 по состоянию на 15 октября 2002 года.

Таблица 2.1.1 — Скважины, пробуренные и углубленные за период 1998ё2002 гг.

По состоянию на 01.05.2006 г. на месторождении пробурено 132 скважин (таблица 2.1.1). Фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 200 га/скв. Местами сетка уплотнена до 50 га/скв. Значительная площадь месторождения не охвачена разбуриванием.

В действующем фонде находятся 58 скважины, из них дающих продукцию 44 скважины, во временном простое — 14 скважина.

В ликвидированном фонде находятся 14 скважин. В число пробуренных входит также наблюдательная скважина Т-100. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 2.1.2.

Таблица 2.1.2 — Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.05.2006 г.

Все скважины эксплуатируются фонтанным способом.

Распределение скважин по объектам эксплуатации выглядит следующим образом: на I эксплуатационный объект работает 51 скважина, совместно I+II объекты эксплуатируют 4 скважины и на III объект — одна скважина Т-10. Однако при рассмотрении состояния вскрытия объектов эксплуатации в скважинах, отмечается неполное вскрытие объекта I в 37 скважинах (в 11 скважинах эксплуатируется только башкирский горизонт, в 6 скважинах — серпуховский, в 3 скважинах — окский, в 12 скважинах — башкирский и серпуховский, в 5 скважинах — не вскрыт перфорацией башкирский горизонт). При этом, скважины, в которых вскрыты два стратиграфических объекта, приурочены к склоновой и бортовой частям. Совместная эксплуатация нескольких горизонтов в скважинах не приводит к пропорциональному увеличению дебитов нефти, хотя и отмечается некоторое их увеличение.

Массовое разбуривание месторождения Тенгиз добывающими и нагнетательными скважинами в ближайшие годы не планируется, так как значительное наращивание добычи нефти возможно только после пуска в эксплуатацию Завода Второго поколения.

В настоящее время ТШО осуществляет большую программу бурения оценочных скважин. К моменту составления технологической схемы разработки было пробурено 15 оценочных скважин, все они вскрыли второй и даже третий объекты.

Рабочая программа бурения и углубления скважин, утвержденная ГКЗ РК приведена в таблице 2.1.3.

Таблица 2.1.3 — Рабочая программа бурения и углубления скважин.

Восемь нагнетательных скважин включены в первую и вторую стадии проекта закачки сырого газа (ЗСГ-1 и 2):

ЗСГ-1 нагнетательные скважины: Т-220, Т-5646 и Т-5246.

ЗСГ-2 нагнетательные скважины: Т-5044, Т-5242, Т-5444, Т-5447 и Т-5848. геологическое гидродинамическое скважина нефтегазоносность Коэффициент использования фонда скважин изменялся от 0,51 (1991 г.) до 0,98 (2000 г.), в среднем составил 0,77. Коэффициент эксплуатации изменялся от 0,44 (1994 г.) до 0,89 (2001 г.) и в среднем за весь период разработки составил 0,69. Достаточно низкие средние значения коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин во многом обусловлены отключением скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.