УДК 504.05

Анализ методов увеличения нефтеотдачи на месторождении Тенгиз

Магистрант Д.Д.Кабылбаев

Научный руководитель, к.т.н. Н.Б. Баймбетов

Казахский Национальный Технический Университет им.К.И.Сатпаева,

г. Алматы, Казахстан.

Коэффициент извлечения нефти (КИН), утвержденный ГКЗ РК по 1 стратиграфическому объекту месторождения Тенгиз составляет 0.536, по П стратиграфическому объекту – 0.203 и в целом по двум стратиграфическим объектам КИН составляет 0.445 [1].

Как было указано в утвержденной ЦКР РК Технологической схеме разработки месторождения [2], величина нефтеотдачи по 1-му стратиграфическому объекту является очень высокой, т.к. при подсчете запасов нефти в 1986 г. по этому объекту была утверждена нефтеотдача 0.417, т.е. значительно ниже. Столь значительное увеличение КИН обусловлено тем, что в ТЭО КИН предполагалось разработку объекта осуществлять с применением метода закачки газа в условиях смешивающегося вытеснения.

Однако, выполненное в утвержденной Техсхеме, компьютерное моделирование различных вариантов разработки месторождения Тенгиз (включая варианты с закачкой газа) и экономический анализ полученных результатов показал, что к моменту достижения предела экономической рентабельности разработки месторождения нефтеотдача пласта составляет значительно меньшую величину, чем утвержденная ГКЗ РК.

В таблице 1 приведены значения утвержденной и расчетной нефтеотдачи по рассмотренным в данной работе вариантам разработки месторождения (1-го и 2-го стратиграфических объектов). Расчеты выполнены на обновленной и адаптированной по фактической истории разработки геолого-гидродинамической модели месторождения по состоянию на 01.01.11.

Как видно, минимальное значение расчётного КИН (0.322) отмечается по варианту 2А без расширения участка закачки газа, а максимальный КИН - по варианту 2С с наибольшим расширением закачки газа, объектов нефтепереработки и с дополнительной добычей нефти на

18 млн.т/год. Остальные варианты по величине КИН занимают промежуточное положение. В целом, наблюдается соответствие значения КИН объемам внедрения процесса закачки газа на месторождении (масштабам расширения).

В связи с этим, сравнение коэффициентов извлечения нефти 2В и 2С вариантов с базовым 2NB (2NC) вариантом определяет величину прироста КИН по совершенствованию системы разработки месторождения за счет расширения объемов воздействия на залежь и эффективности системы ППД путем закачки газа.

Таблица 1 - Сопоставление утвержденных и расчетных коэффициентов извлечения нефти (КИН)

Расчетные величины коэффициентов

Объект	Категория запасов	КИН, утвержденный ГКЗ РК	Вариант разработки	Расчетные величины коэффициентов
				K1	K2	K3	КИН
1+2	В+С1+С2	0.445	2NB	-	1	-	0.356
			2NC	-	1	-	0.354
			2A	-	1	-	0.322
			2B	-	1	-	0.365
			2C	-	1	-	0.375

Следует отметить, что в таблице 1 не показаны отдельно коэффициент охвата вытеснением и коэффициент охвата заводнением, согласно гидродинамической модели они входят составной частью в расчетный коэффициент нефтеотдачи.

Для оценки возможности достижения утвержденной ГКЗ РК нефтеотдачи необходимы дополнительные технологические решения по разработке всей продуктивной толщи, что будет выполнено в последующих проектных документах.

Составление проектного документа, в котором будет предложена технология разработки месторождения Тенгиз, обеспечивающая значительное увеличение КИН (до утвержденной) станет возможной при следующих условиях:

1. Перевод всех запасов 1 и П стратиграфических объектов и большей части Ш объекта из категории С2 в категорию С1. .

2. Выявление в платформенной части 1 стратиграфического объекта и во всем объеме пласта во П объекте зон повышенной пористости, проницаемости и трещиноватости.

3. Получение однозначных результатов по итогам опытно-промышленной закачки газа или воды на опытных участках.

4. Уточнение компьютерных гидродинамических моделей по данным результатов опытно-промышленной закачки газа или воды на опытных участках.

5. Создание для трещиноватой части коллектора компьютерных моделей с двойной пористостью.

6. Изучения характера трещиноватости пласта и получения основных параметров, характеризующих систему трещин в бортовой части коллектора.

7. Изучения процессов капиллярной пропитки матрицы в трещиноватой зоне коллектора.

8. Установления эффективности современных методов воздействия на пласт и

призабойную зону скважин, пробуренных на П объект и в платформенной части 1 объекта с целью повышения их производительности.

9. Установления эффективности бурения на П объект горизонтальных или

многозабойных скважин с созданными вертикальными глубокопроникающими трещинами.

10. Разработка эффективных методов борьбы с «загазованием» скважин, позволяющих их вторично вводить в эксплуатацию с газовыми факторами ниже предельных.

11. Разработка аналогичных методов борьбы с обводнением скважин.

12. Разработка технических мероприятий, позволяющих эксплуатировать добывающие скважины при минимальных давлениях на устье (1.5-1.7 МПа).

Надо отметить также, что, принимая во внимание будущие затраты на процессы разработки, нефтедобычу и экономические условия, когда на внутренние цены влияют очень большие изменения цен на нефть на международном рынке, точно определить момент достижения предела экономической рентабельности разработки нефтяной залежи оказывается практически очень сложно.[1]

Таким образом, приведенный КИН соответствуют лишь начальному этапу освоения на месторождении технологий, конечная цель которых – обеспечить разработку месторождения высокими темпами и способствовать достижению запланированного коэффициента извлечения нефти.

Список литературы

1 Технологическая схема разработки нефтяного месторождения Тенгиз. Отчёт Д. ОК 24921, ОАО Гипровостокнефть. Руководители: Пономарёв А.Г., Немков А.С., Ковалёва Г.А., Самара, 2002

2 Подсчёт запасов нефти, растворённого газа и попутных компонентов месторождения Тенгиз. Отчёт ТШО, Каспиймунайгаз, КазНИГРИ. Атырау, 2002.

3 Анализ текущего состояния разработки месторождения Тенгиз (по состоянию на 01.01.05). Отчёт по дог №ОК42417, АО НИПИнефтегаз. Руководитель Дружинина О.Н., Актау, 2005