Несмотря на многолетнюю эксплуатацию исследуемой территории, расположенной в Каспийском бассейне и характеризующейся сложными климатическими условиями, в коллекторах этих месторождений до сих пор остаются значительные объемы неиспользованных запасов углеводородов. Примерно 80 процентов извлекаемых остаточных запасов нефти сосредоточено в этих осадочных комплексах, вовлечение которых в разработку имеет большое значение для экономики страны.

В районе в разное время проводились крупномасштабные геофизические исследования, картографические работы, а также структурное и разведочное бурение. В результате проведенных сейсмических исследований было выявлено наличие крупной антиклинальной структуры, внутренние характеристики которой не были полностью определены в связи со сложными геологическими условиями.

Ключевые слова: Каспийский бассейн, коллекторские породы, методы искусственного воздействия, продуктивные коллекторские комплексы, коэффициент нефтеизвлечения.

Despite the long-term exploitation of the study area, located in the Caspian Basin and characterized by challenging climatic conditions, significant volumes of untapped hydrocarbon reserves remain in the reservoirs of these fields. Approximately 80 percent of recoverable remaining oil reserves are concentrated in these sedimentary complexes, the development of which is of great importance to the country's economy.

Large-scale geophysical surveys, mapping work, as well as structural and exploratory drilling, have been conducted in the area at various times. Seismic surveys revealed the presence of a large anticline structure, the internal characteristics of which have not been fully determined due to the challenging geological conditions.

Keywords: Caspian Basin, reservoir rocks, artificial stimulation methods, productive reservoir complexes, oil recovery factor.

Введение

Основная цель статьи — более точное изучение структурно-тектонических особенностей многопластовых нефтяных месторождений, составляющих продуктивные объекты исследуемой области, и выявление зон распределения остаточных запасов углеводородов, а также оценка существующих геологических неопределенностей и факторов риска в процессе расчета запасов.

Методы исследования

Целью исследовательской работы являются эффективные способы завершения разработки горизонтов КС и ПК Западно-Абшеронского месторождения, характеризующихся достаточным потенциалом и расположенного в шельфовых водах Азербайджана. Одним из приоритетных направлений является повышение коэффициента нефтеизвлечения на месторождениях с использованием новых методов. Главная цель — достижение более эффективной разработки остаточных запасов углеводородов на основе современных подходов.

В реализуемых для этой цели проектах для достижения более высоких результатов применяются различные технологические и инженерные подходы. В этом отношении важную стратегическую роль играют месторождения, расположенные как на суше, так и на шельфе. Несмотря на их долгосрочную эксплуатацию, в пластах этих месторождений все еще остаются значительные объемы неразработанных запасов углеводородов.

Были определены пути более эффективной организации заключительного этапа разработки высокопотенциальных пластов исследуемой области, расположенных в Каспийском бассейне. Для более эффективной разработки остаточных запасов углеводородов в выделенных объектах и повышения конечного коэффициента нефтеотдачи была оценена эффективность новых методов разработки, применяемых на основе блочного принципа, и рассчитаны их технологические результаты.

Кроме того, были выявлены и проанализированы возможные геологические и эксплуатационные риски применяемых подходов, а также оценен уровень их воздействия [1, 3].

Геологический разрез включает в себя продуктивный толщу (ПТ) и более древние комплексы, в том числе мезозойские породы. Сводовая часть антиклинали подверглась сильным процессам денудации и была размыта до нижних горизонтов Балаханской свиты. Структура нарушена как продольными, так и поперечными тектоническими разломами.

Геофизические исследования различных периодов, проведенные на исследуемой площади: сейсморазведка, метод отраженных волн, проникающие физические методы, акустические исследования и данные бурения, были комплексно проанализированы и была сформулирована более точная тектоническая модель структуры. Большинство объектов, входящих в состав продуктивного комплекса, характеризуются режимом растворенного в нефти газа, смешанным и гравитационным режимами.

Обсуждение

Разработка нефтегазовых месторождений характеризуется как сложный процесс, изменяющийся во времени и проходящий через различные стадии. Систематическое изучение колебаний добычи углеводородов и воды в этот период позволяет более точно оценить особенности разработки месторождения. Такой подход играет важную роль в принятии геологических и технологических решений. Промышленная разработка указанного месторождения началась в 1989 году. На начальном этапе в производстве участвовали 2 скважины, и за этот период годовая добыча нефти составила приблизительно 1000 тонн. В процессе эксплуатации нефтегазовых месторождений производственные процессы, осуществляемые через скважины, нарушают исходное статическое равновесие и превращают систему в динамическую среду с параметрами, изменяющимися во времени. В этих условиях месторождение не является стабильным, а формируется как сложная система, управляемая на фоне постоянно меняющихся показателей.

По результатам проведенных анализов, на начальном этапе эксплуатации количество действующих скважин было меньше нижнего предела. Однако с 2012 года этот показатель увеличился и находился в пределах установленного нормативного интервала. В 2013 году увеличение количества скважин продолжилось, и на короткое время был превышен верхний предел, а к концу года показатель вернулся к принятым пределам.

После 2015 года наблюдались отклонения от пределов. В последующие годы наблюдалась переменная динамика, то есть чередование тенденций роста и спада. После 2020 года рост стабилизировался, и количество действующих скважин увеличилось до 38 (рис.1).

Рис. 1. Кривые развития горизонта ПК месторождения Западный Абшерон

Анализы показывают, что, хотя на начальном этапе продуктивность скважины демонстрировала некоторый рост, она упала до самого низкого уровня с 2004 года. В последующий период, особенно начиная с 2011 года, этот показатель снова вырос, а в 2012 году превысил нижний предел и вошел в нормативный интервал. Тенденция роста продолжилась, и в 2014 году был превышен уже верхний предел. На последующем этапе показатель частично утратил стабильность, и попеременно наблюдались случаи роста и снижения.

В 2020 году добыча на скважину достигла своего наивысшего уровня. Мировой опыт показывает, что метод закачки воды для поддержания давления при разработке нефтяных месторождений широко распространен. В настоящее время подавляющее большинство нефтяных месторождений (примерно более 90 %) используют методы вторичной закачки. Этот метод широко применяется как на месторождениях суши, так и, особенно, на морских объектах [2–4].

Одной из главных целей современной нефтегазовой отрасли является достижение максимальной добычи из месторождений. Однако сложность геологических условий: низкая проницаемость пород, неоднородная структура пластов, а также высокая вязкость нефти затрудняет достижение высокой нефтеотдачи классическими методами разработки. Поэтому для эффективной разработки в таких условиях необходимы более глубокие научные подходы и применение экспериментально обоснованных технологий. В последнее время в нефтедобыче получили распространение третичные методы воздействия на пласт. Основная причина этого заключается в том, что традиционные методы разработки недостаточно эффективны в низкопроницаемых пластах и высоковязких нефтяных системах. В таких условиях движение нефти из пласта ослабевает, и необходимы альтернативные технологии для интенсификации процесса добычи. Современные методы нефтедобычи, применяемые для этой цели, делятся на несколько основных категорий: физико-химические, гидродинамические, термические, газовые, микробиологические, акустические и комбинированные технологии.

Каждый метод выбирается и применяется в соответствии с геологическими характеристиками месторождения, а его эффективность варьируется в зависимости от различных факторов.

Результаты проведенных исследований показывают, что применение современных технологий, повышающих нефтеотдачу пластов, имеет большое значение для более полного освоения существующих остаточных запасов углеводородов на месторождении. К такому подходу относятся физико-химические, газовые и термические новые методы, а также микробиологические и другие инновационные методы.

Эти технологии, широко используемые на различных нефтяных месторождениях по всему миру, во многих случаях продемонстрировали высокую экономическую и техническую эффективность. Эффективность каждого метода оценивается в зависимости от характеристик геологической среды, в которой он применяется. При применении этих технологий решающую роль играет ряд ключевых факторов, включая вязкость нефти в пластовых условиях, глубину эксплуатируемого объекта, проницаемость пород коллекторов и уровень использования ресурсов месторождения. Классификационная модель, сформированная на основе этих параметров, позволяет определить области применения различных новых методов [6].

Анализ методов, используемых для повышения нефтеотдачи пластов, показывает, что не существует единой технологии, универсальной для всех месторождений. Каждый подход может обеспечить высокие результаты только при определенных геологических и технологических условиях. Таким образом, результаты, полученные при применении современных технологий, напрямую зависят от правильного выбора месторождения.

В ходе применения метода были использованы дополнительные подходы к оценке для более точного определения рисков. Так, на основе полученных результатов была составлена матрица рисков для систематизации геологических рисков [3, 5].

Анализ матрицы показывает, что определено взаимодействие между степенью влияния параметров месторождения и флюида и геологическими рисками, и каждый показатель сгруппирован в три категории в соответствии с уровнем влияния: низкий, средний и высокий.

В результате оценок было установлено, что показатель проницаемости месторождения относится к классу среднего риска. Поэтому было сочтено необходимым изучить и более точно определить этот параметр в полевых условиях, и только после этого возможно целесообразное применение новых технологических методов.

Выводы

1. В результате научных исследований, проведенных с целью более эффективной выработки углеводородных ресурсов на нефтегазовых месторождениях и оценки геологических рисков, был получен ряд важных результатов. В результате исследований, проведенных с целью более точной оценки остаточных запасов, были сформированы реальные геологические показатели объекта.
2. Для более эффективной эксплуатации остаточных запасов были разработаны графики мониторинга и контроля, оценены полученные результаты и проанализированы геологические основы процесса разработки. Были выбраны подходящие горизонты для искусственного воздействия и вид мероприятий, которые будут применяться на месторождении.

Литература:

1. Kаrimov, V.M., Sharifov, J.J., Zeynalova, S.A., Babayeva, M.T. (2026). To assess the possibilities of combining operational facilities using the example of the Palchyg Pilpilesi field (Azerbaijan). Journal of Geology, Geography and Geoecology 35(1), 125–133. doi:10.15421/112612

2. 2. Magerramov, F.F., Sharifov, J.J. (2021). Modelirovanie nefteotdachi zalezhej, razrabatyvaemyh na rezhime rastvorennogo v nefti gaza [Simulation of oil recovery of deposits developed on the regime of gas dissolved in oil] Ural Geological Journal. 4. 35–41. (In Russian).

3. Maharramov, F.F., Kаrimov, V.M., Sharifov, J.J. (2022). On the assessment of the diversity of coefficients of oil recovery from developed objects. Journal of Geology, Geography and Geoecology. 31 (3), 513–520. https://doi.org/10.15421/112247

4. Manzhai, V.N., Ulyanyuk, M.P., Rozhdestvensky, E.A. (2021). Perspektivnaya tekhnologiya uvelicheniya nefteotdachi na mestorozhdeniyah s raznoj proni- caemost’yu plastov [A promising technology for enhancing oil recovery in fields with different reservoir permeability] Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Engineering of Georesources. V. 332, 9. 92–99. (In Russian). DOI: 10.18799/24131830/2021/9/3356

5. Vagif M. Kаrimov, Jafar J. Sharifov, Sevil A. Zeynalova, Intensification of oil production in long-term developed offshore fields , Journal of Geology, Geography and Geoecology: Vol. 32 No. 2 (2023): Journal of Geology, Geography and Geoecology. DOI: https://doi.org/10.15421/112326