Под системой разработки понимается определенный порядок выполнения подготовительных и очистных работ, увязанный в пространстве и во времени.
Выбор системы разработки определяется многими факторами, среди которых следует назвать: мощность и строение разрабатываемого пласта полезного ископаемого; его угол падения; крепость пород, слагающих пласт, и крепость вмещающих пород; строение непосредственной и основной кровли и устойчивость пород, их слагающих; газоносность и обводненность пласта и вмещающих пород; нарушенность пласта и пород; глубина разработки и др.
Система разработки должна обеспечивать:
— безопасность трудящихся, занятых на подготовительных и очистных работах;
— получение высоких технико-экономических показателей (в частности, минимальной себестоимости добычи и максимальной производительности труда);
— минимальный, научно обоснованный уровень потерь полезного ископаемого в недрах.
В настоящее время исследователями предложено довольно много классификаций систем разработки, каждая из которых позволяет классифицировать системы разработки по тем или иным важным, с точки зрения исследователя, признакам.
Все системы разработки классифицируются по одному основному и трем дополнительным признакам. Основной признак классификации — разделение пласта на слои. По этому признаку все системы разработки делятся на две группы:
— системы разработки без разделения пласта на слои;
— системы разработки с разделением пласта на слои.
Сущность систем разработки с разделением пласта на слои заключается в том, что каждый выделенный слой разрабатывается как самостоятельный пласт. Основным фактором, определяющим отнесение системы разработки к одной из указанных выше групп, является мощность пласта. При мощности пласта до 3,5 м применяются системы разработки без разделения пласта на слои. При мощности пласта более 6–7 м применяются системы разработки с разделением пласта на слои, а при мощности пласта от 3,5 до 6–7 м возможно применение систем разработки как с разделением на слои, так и без разделения.
Системы разработки без разделения на слои часто называют системами разработки с выемкой пласта на полную мощность. При этом имеется в виду не соотношение геологической и вынимаемой мощности пласта, а лишь тот факт, что система разработки не предусматривает выделения слоев при разработке пласта.
Одной из передовых систем разработки многопластовых месторождений в 40–50 годах ХХ века считалось объединение нескольких продуктивных пластов в один объект разработки. Эта система позволяла значительно сократить общее количество скважин и относительно быстро достигать максимальных уровней добычи, что отражалось и на экономических показателях, т. к. сроки окупаемости капитальных вложений существенно сокращались.
Однако опыт разработки этих месторождений и исследования, проведенные в последние годы, показывают, при совместная разработка нескольких пластов одной сеткой скважин, т. е. объединение их в единый объект эксплуатации приводит к значительным потерям нефти в пластах. В связи с этим на многих месторождениях проводятся работы по разукрупнению эксплуатационных объектов, созданию самостоятельных сеток скважин для дренирования пластов, не работающих при совместной эксплуатации с другими более продуктивными пластами.
Данная проблема, в основном, изучена для геолого-физических условий месторождений с обычными (маловязкими) нефти.
В Узбекистане в 40–50 годах прошлого столетия многопластовые месторождения были введены в разработку с объединением всех продуктивных пластов в единый объект эксплуатации. В связи с этим актуальным является изучение эффективности такой системы разработки для геолого-физических условий месторождений.
Разработка и эксплуатация месторождений углеводородов в силу своих горно-геологических условий их залегания и физико-химических свойств, требуют к себе системного подхода при решении сложных задач, так как месторождения углеводородов, после ввода первой скважины в эксплуатацию, в силу нарушения естественного термобарического баланса, переживают необратимые изменения.
В последнее десятилетие состояние отечественной нефтегазодобывающей отрасли характеризуется объективным ухудшением структуры запасов углеводородного сырья, а ресурсы всех эксплуатируемых нефтяных месторождений Узбекистана перешли в категорию так называемых «трудноизвлекаемых» — как по технологичности извлечения, так и по структуре остаточных запасов. Вследствие чего наметилась тенденция снижения добычи нефти.
Повышение степени извлечения нефти на длительно разрабатываемых объектах является одной из основных задач нефтегазовой отрасли Республики Узбекистан.
По обобщению выводов исследователей, занимающихся данной проблемой, остаточные запасы нефти (примем их за 100 %) по видам количественно распределяются следующим образом:
Низкая сосредоточенность запасов по территории;
Низкие значения плотности сетки скважин не позволяют увеличить темп отбора;
Высокая степень неосвоенности и консервации запасов, концентрация геологических запасов нефти в месторождениях с низкой степенью выработанности, малыми нефтенасыщенными толщинами, сложными геологическими условиями;
Степень выработанности запасов (50 %) крупных месторождений с большими и средними запасами.
Учитывая, что почти все нефтяные месторождения Узбекистана на поздней стадии разработки, то вопрос применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) для повышения эффективности разработки месторождений является особенно актуальным.
Одним из таких объектов является нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) Северный Уртабулак.
Месторождение Северный Уртабулак разрабатывается с 1974 г. и в настоящее время находится на четвертой стадии разработки. В динамике основных показателей разработки месторождения Северный Уртабулак выделяется 4 характерные стадии (рис. 1).
Первая стадия разработки охватывает 1974–1987 гг., в течение которых за счет высоких темпов разбуривания месторождения и ввода новых скважин в эксплуатацию коэффициент извлечения запасов нефти достиг 12,0 %, средняя обводненность продукции скважин достигла 1,8 %, максимальный фонд добывающих скважин составил 48 ед.
Максимальная годовая добыча была достигнута в 1987 г. в количестве 301 тыс. т при фонде добывающих скважин 48 ед.
В 1979 г. среднее пластовое давление по месторождению составило 205 кгс/см 2 . Падение пластового давления связано с нарастающим отбором нефти за счет ввода в эксплуатацию новых пробуренных скважин. В связи с истощением пластовой энергии в 1980 г. на месторождении Северный Уртабулак была организована система поддержания пластового давления с закачкой воды в пласт под ВНК.
Вторая стадия разработки составила 5 лет (1988–1992 гг.), месторождение разрабатывалось постоянным фондом эксплуатационных скважин, при этом наблюдалось плавное снижение уровня добычи нефти в среднем на 7тыс.т в год.
К концу стадии из месторождения извлечено 41,6 % извлекаемых запасов нефти, величина коэффициента извлечения запасов нефти составила 19,5 %, средняя обводненность продукции скважин — 0,2 %, фонд добывающих скважин — 45 ед.
Третья стадия разработки охватывает 1993–2011 гг. В 1993 г. началось интенсивное бурение эксплуатационных скважин с целью уплотнения сетки скважин на месторождении. В 1994 г. за счет пуска в эксплуатацию новых пробуренных скважин и увеличения объемов закачиваемой воды на месторождении был достигнут второй максимум добычи нефти в объеме 300,3 тыс. т.
Рис. 1. Динамика технологических показателей разработки месторождения Северный Уртабулак
Четвертая стадия разработки. В настоящее время месторождение находится на поздней стадии разработки. По состоянию на 01.01.2019 г. коэффициент извлечения запасов нефти составляет 44,5 %, а коэффициент использования извлекаемых запасов нефти составляет 95,1 %. Средняя обводненность продукции скважин достигла 79,4 %.
С 2000 по 2018 годы наблюдается амплитудное увеличение и снижение добычи нефти, что связано с реализованными мероприятиями в этот период, в том числе:
— с 2000 по 2002 годы — бурение 11 скважин, замена ГНО в 18 скважин с оптимизацией эксплуатации скважин;
— с 2005 по 2007 годы — бурение 6 скважин, перевод на газлифт 25 скважин;
— с 2009 по 2010 годы восстановление 4 скважин, бурение 3 скважин, боковая зарезка 6 скважин, увеличение объема закачки воды в 1,9 раза (закачка воды в 2001 г. — 645,7 тыс.м 3 в год, в 2011 г. — 1254,3 тыс.м 3 в год).
— c 2015 по 2018 годы — бурение 13 скважин (в 2016 г. — 4; 2017 г. — 3; 2018 г. — 6 скважин), с последующим увеличением объема закачки воды в 1,1 раза.
Для оценки эффективности реализованного комплекса мероприятий по интенсификации добычи на месторождении Северный Уртабулак была использована методика темпа падения добычи нефти [5, 6].
Полученные значения прироста добычи нефти подтверждают, что за счет применения комплекса мер по интенсификации добычи нефти на месторождении Северный Уртабулак её добыча увеличилась в среднем на 1901,1 тыс. т. Необходимо отметить, что при расчетах добывных возможностей месторождения Северный Уртабулак не учитывалось бурение новых скважин (рис. 2).
Рис. 2. Показатели разработки месторождения Северный Уртабулак
Выводы
Из вышеизложенного можно заключить, что после проведения ГТМ начальные (амплитудные) дебиты по нефти значительно выше ранее наблюдаемых, и вместе с этим скважины вступают в эксплуатацию с более низкой обводненностью, что в совокупности увеличивает величину конечного значения КИН, и, соответственно, повышает эффективность процесса разработки на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.
Увеличение фонда скважин на месторождении за счет бурения новых и восстановления из фонда с боковой зарезкой может обеспечить прирост добывных возможностей в целом по месторождению, что обеспечит дальнейшую рентабельную добычу нефти в завершающей стадии разработки, что является основным способом до извлечения остаточных запасов.
Литература:
- Технологическая схема разработки месторождения Северный Уртабулак. Отчет о НИР/АО «УзЛИТИнефтгаз»; Ответственный исполнитель Ирматов Э. К. — Ташкент, 1977 г.
- Проект разработки месторождения Северный Уртабулак Отчет о НИР/АО «УзЛИТИнефтгаз»; Ответственный исполнитель Арсланов А. — Ташкент, 1997 г.
- Коррективы к проекту разработки месторождения Северный Уртабулак Отчет о НИР/АО «УзЛИТИнефтгаз»; Ответственный исполнитель Ирматов Э. К. — Ташкент, 2003 г.
- Коррективы к проекту разработки месторождения Северный Уртабулак Отчет о НИР/АО «УзЛИТИнефтгаз»; Ответственный исполнитель Шахназаров Г. — Ташкент, 2012 г.
- Назаров С. Н., Акрамов Б. Ш., Сипачев Н. В. и др. К оценке извлекаемых запасов нефти по интегральным кривым отбора нефти и воды. — Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1970, № 11, с. 19–22.
- Методическое руководство по расчету коэффициента извлечения нефти из недр. РД 39–0147035–214–86. — М.: Миннефтепром, 1986. — 253 с.
