В рамках данной статьи представлены определения процессов разработки залежи ПК нижн месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы, проведен контроль за процессом нефтеизвлечения, выявлены границы урегулирования и даны выводы.
Ключевые слова: месторождение, годовая добыча, нефтеотдача, добыча нефти, статистические границы, эксплуатационные скважины, добыча воды.
Месторождение Балаханы-Сабунчи-Раманы находится в 12 км к северу-востоку от города Баку на Апшеронском полуострове. Данное месторождение впервые было открыто в 1871 году и с этого года началась разработка месторождения. На протяжении многих лет на месторождении Балаханы-Сабунчи-Раманы в общем было выявлено 28 эксплуатационных объектов, 10 из которых приходится на долю нижнего отдела Продуктивной толщи. Площадь данного района приурочена к пологому и широкому увалу, которая погружается в восточном направлении. [3]
Развитие процессов нефтеизвлечения происходит за весьма длительный период, имея при этом характерные особенности на залежах. Изменение темпов разработки в различных залежах во времени происходит различно. При такой представленности кривых годовых (квартальных, месячных) отборов нефти всегда возникает вопрос о степени оптимальности этого процесса, решение которого осуществляется на качественном уровне. Такая постановка не позволила получить адекватный ответ на поставленный вопрос. Поэтому, для решения этой задачи привлечены возможности динамических моделей «Контрольные карты» Шухарта».
Карта Шухарта — это график значений определенных характеристик подгрупп в зависимости от их номеров. Она имеет центральную линию ( X ср ), соответствующую эталонному значению характеристики. При оценке того, находится ли процесс в статистически управляемом состоянии, эталонным обычно служит среднее арифметическое рассматриваемых данных. Карта Шухарта имеет две статистические определяемые контрольные границы относительно центральной линии, которые называются верхней контрольной границей ( X вгр ) и нижней контрольной границей ( X нгр ) . [4]
Число измерений параметра Х (в нашем случае — объемы годовой добычи нефти) равно n, среднее значение определяется по формуле:
Отклонения — размах (R) в свою очередь будет определяться по формуле:
Тогда оптимальная зона развития процесса разработки или верхняя и нижняя границы регулирования (ВГР и НГР) определяются по формуле:
Таблица 1
Результаты вычисления статистических границ «Контрольных карт» Шухарта
|
Показатели разработки |
R |
— Х |
Вгр |
Нгр |
|
|
8 |
44 |
65 |
23 |
|
|
57 |
133 |
285 |
18 |
|
N |
6 |
20 |
36 |
4 |
|
|
2 |
4 |
9 |
1 |
На исследуемом горизонте ПК нижн месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы разработка началась с 1931 года. С 1931 по 1935 год годовая добыча нефти составляла 8 тысяч тонн и оставалось постоянной. Начиная с 1936 года, годовая добыча стремительно увеличилась и прошла нижнюю границу регулирования, оставаясь там до 1945 года. Годовая добыча составляла 35 тысяч тонн нефти. Начиная с 1946 года годовая добыча нефти резко увеличилась и с 1951 года кривая прошла верхнюю границу регулирования. В 1956 году годовая добыча нефти составляла 151 тысяч тонн. Однако с 1957 года добыча нефти медленно уменьшилась и этот процесс наблюдался в течение 7 лет. С 1965 кривая добычи нефти увеличиваясь перешла границу верхнюю границу регулирования. Максимальная годовая добыча наблюдалась в 1967 году и составляла 165 тысяч тонн. Как показано на рисунке 1, дальнейшие годы наблюдалось ускоренное снижение годовой добычи нефти и этот процесс продолжился по сегодняшний день. В 2014 году годовая добыча составляла 16 тысяч тонн нефти, и кривая находилась под нижней линией регулирования процесса. (рис.1).
Рис. 1. Контрольные карты Шухарта по годовой добыче нефти горизонта ПК нижн месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы
Как видно из рисунка 2, на месторождении Балаханы — Сабунчи- Романы горизонта ПК нижн , количества эксплуатационных скважин с 1937–1948 гг было пробурено 24 скважины и находилась над нижней границей регулирования — процесса. Начиная с 1949 года количество эксплуатационных скважин резко увеличивается и находится в статистической линии регулирования. Количество эксплуатационных скважин с 1949–1956 составляет всего 275 ед. Максимальная количество скважин достигает 87 ед. Однако с 1958 по 1964 годы количество эксплуатационных скважин резко понизилась. Это показывает нам, что некоторые эксплуатационные скважины были остановлены или сданы на ремонт в течение шести лет. Начиная с 1965 -1968 годы число скважин увеличилась и перешла верхнюю границу регулирования. С 1969 года количество эксплуатационных скважин постепенно уменьшалась, но с 2011 года по сегодняшний день количество скважин перешла статистическую границу регулирования процесса. (рис.2).
Рис. 2. Контрольные карты Шухарта по количестве эксплуатационных скважин горизонта ПК нижн месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы
Начиная с 1931 -1944 годы годовая добыча воды была очень низкой, так как обводнение в пласте не наблюдалась. Как видно из рисунка 3 с 1945 года -обводнение в пласте существенно возросло и в 1951 году максимальная добыча воды составляла 930 тыс. м 3 . Однако в 1952 году на кривой отчетливо видно, что добыча воды постепенно уменьшалась вплоть до 1954 года. С 1955 года видно, что обводнение в пласте снова увеличилась в течении 4 лет. В 1960 году годовая добыча воды начинает уменьшаться, но начиная с 1963 года постепенно увеличилась обводнение воды в пласте, и кривая проходит в верхнюю линию регулирования. С 1965–1971 годы годовая добыча воды в пласте понизилась и находится в статистической линии регулирования. С 1972 по сегодняшний день на рисунке 3 отчетливо видно, что годовая добыча воды в пласте очень низкая и таким образом она находится над нижней границей регулирования процесса. (рис.3).
Рис. 3. Контрольные карты Шухарта по годовой добыче воды горизонта ПК нижн месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы
Как видно из рисунка 4, добыча нефти приходящийся на одну скважину, месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы горизонта ПК нижн , с 1931–1936 годы была минимальной и находилась над нижней границей регулирования процесса. Однако с 1937 добыча нефти резко повысилась. Максимальная добыча нефти на одну скважину наблюдалась в 1938 году, составляет 35 т. и проходит верхнюю границу регулирования. С 1939 году на кривой наблюдается частичное уменьшение в течение 3 лет. Начиная с 1943 по 1945 года добыча воды на одну скважину оставалась неизменной и составляет 28 тонн. С 1946 года наблюдается резкий спад добычи нефти на одну скважину, и кривая находится над верхней линией регулирования процесса. Как видно из рисунка 4, с 1958 по 1965 год добыча нефти на одну скважину была очень низкой и находилась над нижней границей регулирования. На горизонте ПК нижн месторождения Балаханы-Романы-Сабунчи с 1966 года мы наблюдаем частичное повышение добычи нефти на одну скважины. Начиная с 1975 по 1978 год наблюдалось неизменное значение добычи нефти, и она составляла 1.2 т. С 1979 по сегодняшний день добыча нефти на одну скважину располагается над нижней границей регулирования процесса и составляет 0.6 т. (рис.4).
Рис. 4. Контрольные карты Шухарта по добыче нефти на одну скважину горизонта ПК нижн месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы
Выводы:
В результате проведенных исследований горизонта ПК нижн месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы , было выявлено, что на сегодняшний день месторождение находится на IV стадии разработки. Однако, для сокращения сроков доразработки исследуемого горизонта необходимо:
- В результате анализа контрольных карт Шухарта, было выявлено, что для увеличения количества нефти приходящий на одну скважину необходимо увеличить количество скважин и довести их до 20 ед. и провести форсированный отбор жидкости.
- Для повышения коэффициента нефтеотдачи целесообразно применения метода закачки горячей воды, что может увеличить нефтеотдачу на 4–10 % от остаточных балансовых запасов:
При 4 % -Q 1 =913.64 тыс.т и 10 %-Q 2 =2284.1 тыс.т.
Литература:
1. Абдуллаева Л. А. «Повышение эффективности освоения остаточных запасов нефти морских месторождений Азербайджана на основе геолого-промыслового и статистического анализа» Диссертационная работа. Баку 2013. Стр. 173
2. Фондовые материалы Операционной компании «Балаханы Оил»
3. http://docs.cntd.ru/document/gost-r-50779–42–99
4. Bağırov B.Ə Neft-qaz-mədən geologiyası — Bakı, 3119
5. Багиров Б.А, Магеррамов Ф.Ф, Шарифов Д.Д, Выявлении изменений показателей залежей в процессе нефтеизвлечения. АКТАУ. Международная конференция «Инновационная развитие нефтегазового комплекса Казахстана». 2013, 23–26и апреля, с 73–75.
