Последние годы нефтегазодобывающая отрасль Узбекистана характеризуется снижением текущих запасов углеводородного сырья, а остаточные запасы разрабатываемых месторождений, в основном, перешли в категорию трудноизвлекаемых с точки зрения ухудшения геологопромысловых параметров пласта и усложнения технологи их извлечения на завершающей стадии.
В условиях падения добычи природного газа на основных месторождениях Узбекистана и сокращения прироста запасов за счёт вновь открываемых месторождений, актуальным становится повышениекоэффициента извлечения газа (КИГ) разрабатываемых месторождений и, особенно, с трудноизвлекаемыми запасами.
Рациональная разработка месторождений углеводородов зависит от стратегии освоения и эффективности, принятых технических и технологических решений по их эксплуатации, а также геолого-технических мероприятий по снижению потерь пластовой энергии, которые необходимо вырабатывать с учетом горно-геологических условий залегания на каждой стадии разработки.
Многие месторождения природного газа Узбекистана характеризуются многопластовостью, особенно в Устюртском регионе [1]. В промысловой практике сложились следующие подходы к эксплуатации таких месторождений. Во-первых, эксплуатация каждого продуктивного пласта осуществляется самостоятельными сетками скважин, во-вторых одной скважиной эксплуатируются единым фильтром два или три пласта одновременно. Меньшее распространение в республике получила одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) двух и более пластов одной скважиной, посредством их разделения пакерными устройствами [2]. Не смотря технико-экономические преимущества ОРЭ: уменьшается общее число добывающих скважин; сокращается протяженность промысловых газосборных трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых продуктивных пластов; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и, соответственно, промысловое их обустройство; сокращается численность обслуживающего персонала [2]. Ограниченное применение ОРЭ на месторождениях Узбекистана обусловлено сложностью регулирования параметров технологических режимов работы скважин в совмещаемых пластах. Кроме того, ОРЭ затрудняет проведение исследований отдельных пластов, воздействие на призабойную зону с целью увеличения их продуктивности, ремонтные работы в скважине, требует увеличения числа наблюдательных скважин для регулирования систем разработки пластов [2, 5].
Выбор объектов для одновременной эксплуатации или ОРЭ двух пластов одной скважиной зависит от состава газа продуктивных горизонтов, их термобарических условий и расстояния по вертикали между пластами, режима их разработки. Эксплуатация единым фильтром нескольких пластов возможна, если близки составы их газов, невелика разность давлений и температур, расстояние между пластами не большее 10 м, одинаковы режимы эксплуатации залежей и скважин [2].
По состоянию на 01.01.2024г. на месторождении Арслан пробурены 28 скважин, из них 12 (скв. 1–12) разведочные и 16 (скв. 16, 17, 18, 19, 21, 22, 23, 24, 25, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33) эксплуатационные. Текущий действующий фонд включает 18 скважин (скв. 2, 8, 9, 10, 12, 16, 17, 18, 19, 22, 24, 25, 27, 28, 29, 31, 32, 33), в 7 из них реализована предложенная проектом ОПЭ [3] система одновременной эксплуатации одной скважиной двух (скв. 8, 16, 31, 33) или трёх (скв. 19, 25, 32) продуктивных пластов. Последнее обстоятельство позволило, помимо существенной экономии капитальных затрат на бурении эксплуатационных скважин, ускорить освоение большинства из выделенных в подсчёте запасов [4] продуктивных горизонтов ГКМ Арслан (таблица 1).
На 01.0.2024 г из ГКМ Арслан отобрано — 1899,1 млн. м 3 газа или 6,06 % от его балансовых запасов, в т. ч. извлечено 74,48 тыс. т или 9,16 % от его геологических запасов [3].
Таблица 1
Характеристика фонда скважин ГКМ Арслан на 01.01.2024 г.
|
Состояние скважин |
Количество |
Номера скважин |
|
Всего |
28 |
|
|
Действующие |
18 |
|
|
Действующие скв.-объекты |
28 |
|
|
В том числе по горизонтам: |
||
|
J 2 6 |
3 |
8, 10, 18 |
|
J 2 12 |
2 |
8, 25 |
|
J 2 14 |
3 |
12, 25, 31 |
|
J 2 16 |
3 |
22, 28, 31 |
|
J 2 17 |
- |
- |
|
J 2 18 |
- |
- |
|
J 1 2 |
2 |
25, 32 |
|
J 1 3 |
- |
- |
|
J 1 4a |
2 |
2, 32 |
|
J 1 5 |
9 |
9, 16, 17, 19, 24, 27, 29, 32, 33 |
|
J 1 5a |
3 |
16, 19, 33 |
|
J 1 6 |
1 |
19 |
|
J 1 7 |
- |
- |
|
Ожидание КРС |
3 |
5, 23, 30 |
|
Контрольные |
4 |
1, 3, 4, 21 |
|
Ликвидированные |
3 |
6, 7, 11 |
Разработкой охвачены 9 продуктивных горизонтов J 2 6 , J 2 12 , J 2 14, J 2 16 , J 1 3 , J 1 4а , J 1 5 , J 1 5а , J 1 6 , J 1 7 , с промышленными запасами категории С 1 и участки двух горизонтов J 2 18 , J 1 2 с запасами категории С 2 .
В консервации находятся промышленные запасы горизонтов J 2 17 , J 2 18 и J 1 3 из-за отсутствия газодобывающих скважин.
Эксплуатация скважин ГКМ Арслан осложняется наличием пластовой воды в добываемом газе с самого начала его разработки, в связи с изначально высокой водонасыщенностью пластов [1]. В начале разработки при высоких пластовом давлении и дебитах скважин вода выносится с забоя добываемым газом [5]. Со снижением дебитов в процессе разработки ГКМ Арслан, имеет место выбытие скважин из эксплуатации по причине их обводнения [3]. Для продления срока эксплуатации таких скважин рекомендуется ввод низконапорных ДКС, что также позволит увеличить выработанность запасов эксплуатируемого объекта [1].
Выводы:
- Месторождение Арслан характеризуется сложным геологическим строением и включают нескольких этажей газоносности.
- При формировании Устюртстких залежей, к которым относятся ГКМ Арслан, имеет место высокая начальная водонасыщенность. В этой связи пластовая вода присутствует в добываемом газе на любом режиме работы скважин с самого начала разработки скважин.
- Срок эксплуатации скважин можно увеличить, устанавливая надлежащие параметры технологического режима работы с минимальным выносом жидкости, на базе результатов ГДИ.
- С самого начала разработки месторождений Устюртского региона необходимо предусмотреть установку низконапорных ДКС, позволяющих продлить эксплуатацию скважин и тем самым, увеличить выработанность запасов эксплуатируемого объекта.
Литература:
- Назаров У. С., Шевцов В. М., Сунатов М. С. и др. методологические аспекты геологоразведочных работ и комплексного проектирования разработки и доразработки месторождений нефти и газа. Монография. Ташкент, Innovatsiya Ziyo, 2021. 484с
- Закиров С. Н. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа — М.: — 2004. — 520 с.
- Шевцов В. М., Нуштаева Н. В. и др. Проект ОПЭ ГКМ Арслан. Отчет АО «O’ZLITINEFTGAZ», 2015г.
- Мамиров Ж. Р. Подсчет запасов УВ-сырья месторождения Арслан. ИГИРНИГМ. Ташкент 2022, 283с.
- Зотов Г. А., Алиев З. С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: «Недра», 1998 г.
