Известно, что основными показателями месторождений являются их запасы. Несмотря на длительную разработку многих месторождений, в них имеются большие объемы остаточных запасов нефти. Для рационального освоения этих запасов существуют различные методы.
В представленной работе раскрывается удобный способ реализации запасов нефти месторождений на примере Карачухурского месторождения свиты Кала. Карачухурская структура находится на антиклинальной линии Фатмаи-Зыг-Бахар. С тектонической точки зрения структура месторождения является брахиантиклинального типа. Широкомасштабные разведочные работы были начаты в 1927 г. В 1928 г. месторождение поступило в разработку. В этот период пробурено более 930 скважин разных категорий. На текущее время в разработке в разрезе находятся 25 объектов углеводородных скоплений.
В данной работе собрано, систематизировано и проанализировано достаточно промыслово-геологической информации о свите Кала. Свита разделена на объекты КаС1, КаС2+3. Горизонт КаС1 обладает более большим потенциалом по объёму запасов нефти. Объём геологических запасов этого объекта около 4,5 млн. С начала разработки до настоящего времени было добыто 2,4 млн. тонн нефти. Степень использования месторождения составляет 49 %. Несмотря на это, существует 50 % остаточных балансовых запасов нефти. С этой целью составлены кривые отражающие показатели разработки, контрольные карты Шухарта и были проинтерпретированы для ориентирования целесообразных рекомендаций.
Риc. 1. Кривые разработки по горизонту КaС1
Объект поступил в эксплуатацию в 1940 г. Первая стадия разработки завершена в 1941 г. В том же году годовая добыча нефти достигла максимума и составила 432 тыс. т. III стадия разработки охватывает период 1941–1953 гг. В этот период темп разработки меньше 2 %. С 1953 г. по настоящее время горизонт разрабатывается на четвертой стадии.
С целью регулирования разработки были построены «Контрольные диаграммы» (рис. 2–5). Ниже приведена интерпретация карт.
Рис. 2. Контрольная диаграмма Шухарта по добыче нефти
Когда мы рассматриваем диаграмму Шухарта по добыче нефти, видим, что оптимальный срок эксплуатации происходит в 1950–1955 гг. Согласно этой диаграмме, максимальная добыча приходится на первую стадию разработки 1940 г. (450 т/сутки). В 1950-х гг., в связи с падением пластового давления, наблюдается уменьшение добычи нефти в динамике. В 1940–1955 гг. кривая добычи нефти находится выше верхней границы. С 1965 до 2020 гг. кривая наблюдается за пределом нижней границы. Оптимальное значение фиксируется в 1955 году, когда добыча составляет 55 т/сутки.
Рис. 3. Контрольная диаграмма Шухарта по добыче воды
В диаграмме Шухарта по добыче воды можно сказать, что максимальная величина добычи воды намечалась в 1950-е годы. Значение годовой добычи воды равнялось 200 т/сутки. Начиная с 1960 и по 2020 гг. разработка велась в оптимальном режиме.
Рис. 4. Контрольная диаграмма Шухарта по количеству скважин
Если посмотреть на контрольную диаграмму по количеству скважин, видно, что максимальное количество скважин было зафиксировано в 1940 году выше оптимального предела, и в общей сложности насчитывается 18 скважин. Между 1950 и 1955 годами количество скважин варьировалось от 14 до 16. По оценкам, с 1960 по 1980 гг. количество скважин было ниже оптимального, и в пределах пласта работали 2 скважины. Количество скважин с 1982 по 2020 гг. находится в пределах оптимального значения.
Рис. 5. Контрольная диаграмма Шухарта по добыче на одну скважину
Рассматривая диаграмму на контрольной карте Шухарта на одну скважину, можно сказать, что она соответствует диаграмме по добыче нефти. Самое максимальное значение совпадает с 1940 годом. В 1940–1955 гг. кривая по добыче нефти на скважину переходит верхнюю границу. С 1955 г. добыча нефти на скважину снижается. В период 1955–2020 гг. кривая наблюдается ниже средней границы.
Кроме того, в работе представлены карты распределения запасов (начальные, остаточные запасы и накопленная добыча) для эффективной реализации остаточных запасов. Карты, отражающие дифференциацию запасов, были построены с использованием метода Крейдинга. Преимущество данного метода заключается в том, что методы МУН (методы увеличения нефтеотдачи) применяются из всей области в ее меньшую благоприятную область, что помогает более эффективно использовать материально-технические возможности.
Рис. 6. Карта распределения начальных балансовых запасов нефти по горизонту КаС1
Рис. 7. Карта распределения остаточных балансовых запасов нефти по горизонту КаС1
Перейдём к интерпретации карт распределения по площади начальных и остаточных балансовых запасов. Как видно из приведенных выше карт, было выделено несколько локальных зон. Эти области в основном представляют окружающие области скважин № 620, 627, RO-81 в центральной части структуры и скважины № 632 в относительно западной части структуры. Объем остаточных запасов в этих районах составляет около 145 тыс.т. С целью повышения коэффициента нефтеотдачи в горизонте Кала целесообразно использовать метод периодической закачки воды. Учитывая, что эффективность данного метода составляет 3–5 %, дополнительная добыча нефти от применения этого метода составит 60–100 тыс.тон.
Таким образом, в статье были представлены и интерпретированы карты распределения запасов нефти для рациональной добычи остаточных запасов и выбраны приоритетные области применения новых методов.
Литература:
- B. А. Багиров Нефтегазопромысловая геология, Баку, 2011, 254 стр.
- B. А. Багиров. Текущее состояние и перспективы разработки нефтяных и газовых месторождений в Азербайджане», Новости Высших технических заведений Азербайджана. Баку, 2003 № 2 (24), стр. 9–16.
- Юсуфзаде Х. Б. Состояние и перспективы развития нефтегазодобычи в Азербайджане, Азербайджанское нефтяное хозяйство, 2000, № 11–12, с. 29- 39.
- Салманов А. М., Еминов А. Ш., Абдуллаева Л. А. “Геолого- промысловые показатели и текущее состояние разработки нефтяных месторождений Азербайджана», Методическое руководство. Баку, 2015, 74 стр.
- Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, М. Недра, 1985, 308 с.
