Оптимизация процессов нефтеизвлечения Балаханской свиты месторождения Бахар

Точное изучение и анализ процессов разработки месторождений нефти и газа считается одним из наиболее важных и актуальных вопросов. Таким образом, необходимо выбрать любую оптимальную и экономически обоснованную методику анализа процессов добычи нефти. С этой целью при оценке процесса разработки в исследовании была задействована динамическая модель «контрольных карт» Шухарта и проанализировано состояние разработки балаханской свиты месторождения Бахар.

Ключевые слова: месторождение Бахар, Х горизонт, процесс нефтеизвлечения, годовая добыча нефти, количество эксплуатационных скважин, годовая добыча воды, верхняя граница, нижняя граница.

Accurate learning and analysisof development processes for oil and gas deposits is one of the most important and topicalissue. Therefore, it is necessary to choose an optimal and economical methodology for the analysis of oil extraction processes. For this reason, in research the “check card” dynamic model by Schuchard have used for evaluation of development processes and analyzeddevelopment processes in the Balakhany suite.

Key words: Bahar deposit, X horizon, oil extraction process, annual oil production, annual water production, number of operation wells, lower control limit, upper control limit.

Как месторождения суши, так и морские месторождения нефти и газа в Азербайджане находятся в разработке в течение длительного времени. Однако эти месторождения характеризуются высокими остаточными запасами нефти. Одним из таких месторождений является газоконденсатное месторождение Бахар, расположенное в азербайджанском секторе Каспийского моря. Газоконденсатное месторождение расположено на юго-западе Абшеронского полуострова, в 20 км от острова Гумдениз. Месторождение находится в эксплуатации с 1969 года и представляет большой интерес. Как и все газоконденсатные месторождения, месторождение Бахар характеризуется неоднозначным развитием. Большая часть горизонтов месторождения составляют газ и конденсат, и только нижние пропластки балаханской свиты, свиты «Перерыва» и продуктивной толщи имеют значительные запасы нефти. Нефтеностные пласты месторождения Бахар приурочены к пластам продуктивной толщи. На пересечении месторождения находятся эксплуатационные сооружения, такие как VIII, IX, X, СП, НКП и ПК. Большая часть запасов нефти на месторождении приурочены к свите «перерыва». Продуктивные горизонты в основном расположены на глубине 4330–4900м. Чтобы поддерживать пластовое давление, вода была закачана в горизонт Х и СП в 1985 году. С начала разработки на месторождение было закачано всего 2, 0 млн. м³ воды. Кроме того, с начала разработки пробурено 203 скважины, и в настоящее время в эксплуатации находятся 9 скважин. Ежедневно с месторождения добывается более 300 тыс. м³ газа и 20 тонн конденсата.

Следует отметить, что, несмотря на длительную эксплуатацию месторождения Бахар, его продуктивные пласты содержат большие запасы неизвлеченных запасов нефти, газа и конденсата. Однако следует иметь в виду, что разработка газоконденсатных месторождений является сложным процессом, и в этом случае полная реализация всех запасов является довольно сложной. Поэтому необходимо выбирать оптимальные и экономически обоснованные методы разработки.

На фоне отмеченного характерного изменения динамики нефтеизвлечений, в зависимости от проявления комплекса параметров в процессе нефтеизвлечения изменения темпа разработки в различных залежах 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.

Методика позволяет достаточно надежно определить оптимальные зоны развития динамики нефтеизвлечения отдельно взятого объекта, в случае перехода годовой добычи ниже или выше границ оптимального регулирования процесса, четко определить время нарушения процесса, выяснить причины этого явления и рекомендовать мероприятия для перевода ее к этой зоне. При этом целесообразно рассмотреть оценки динамического ряда как для всего периода нефтеизвлечения конкретного объекта, так и для отдельных стадий [9].

Учитывая вышеизложенное, нужно отметить, что второй подход к оценке динамического ряда предусматривает изучение степени оптимальности по стадиям в отдельности, особенно в период IV стадии. Последняя постановка связана с тем, что более 90 % разрабатываемых морских залежей Азербайджана находятся именно на IV стадии разработки и поэтому полученные результаты могут быть использованы на практике.

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:

Вгр=,

Нгр=

где значение берётся из специальной таблицы, составленной Шухартом.

Следует отметить, что определенные границы должны быть симметричны средней границе регулирования. Если добыча превышает установленные границы, это говорит о нарушении процесса. В этой связи для возврата кривой в статистические границы регулирования, необходимо провести необходимые методы и привести процесс в оптимальное состояние.

На основе вышеупомянутой методики «контрольные карты» были составлены на основе показателей нефтеизвлечения X горизонта Балаханской толщи месторождения Бахар (рис. 1 а, б, с, д).

Как видно по рисунку годовой добычи нефти, разработка продолжалась с 1991 по 2015 год (рисунок 1. a). Первоначально на месторождении была пробурена одна скважина, а годовая добыча составила 938 000 тонн. Однако из-за высокого уровня содержания воды в скважине добыча нефти со временем снизилась. По этой причине с целью увеличения годовой добычи нефти с 1992 года была введена в эксплуатацию на месторождении вторая скважина, таким образом, из первой скважины было добыто 728, 6 тыс. тонн нефти, а из второй скважины — 1236, 6 тыс. тонн нефти, что привело к увеличению годовой добычи до 1965, 2 тыс. тонн. В 1993 году добыча сравнительно сократилась до 1540, 4 тыс. тонн. Если в 1994–1998 годах годовая добыча нефти увеличилась с 1146 тыс. тонн до 1813, 15 тыс. тонн, то в последующие годы добыча снова сократилась. Это снижение показала себя с 1999 года. В результате с 1999 до 2005 г. в процессе разработки наблюдается непрерывное увеличение, а затем снижение добычи и годовая добыча нефти колебалась в пределах 550–970, 2 тыс. тонн. С 2006–2010 г. были предприняты различные меры для увеличения добычи нефти, было зафиксировано увеличение добычи, и, несмотря на все эти меры, добыча снова сократилась. Согласно информации которой мы владеем, годовая добыча нефти значительно снизилась за последние 5 лет и в 2015 году достигла 100, 8 тыс. тонн. Скважина была закрытаиз-за высокого содержания воды в скважине. Оценивая динамический процесс для этих показателей, также было отмечено среднее значение изменений верхних и нижних границы регулирования. В целом, когда мы анализируем контрольные карты Шухарта для ежегодной добычи нефти, мы видим, что добыча сначала увеличивается, а затем уменьшается. В течение определенного периода развития наблюдается резкое снижение добычи. Основной причиной этого является перевод одной из действующих эксплуатационных скважин, бывших на месторождении, в фонд неработающих скважин. Исследования показывают, что остановка эксплуатации скважины связано именно с геологическими причинами — наблюдение высокого уровня содержания воды в скважине. Таким образом, в то время как годовая добыча нефти в скважине составляла 48, 4 тыс. тонн, годовая добыча воды составляла 741 тыс. м³. В определенный период последующих лет разработки мы наблюдаем, что кривая, установленная для годовой добычи нефти, выходит за оптимальные границы. Таким образом, при максимальном увеличении добычи нефти в 2008 году до 2 358 000 тонн годовая добыча нефти превысила оптимальные границы и оказалась выше верхней границы. После 2009 года ежегодная добыча нефти вернулась в зону регулирования и все еще находится в этом положении. Как видно по рисунку 1а, динамический процесс развивался сложным образом.

Рис. 1a. «Контрольные карты» Х горизонта балаханской свиты месторождения Бахар по годовой добыче нефти

Рис. 1б. «Контрольные карты» Х горизонта балаханской свиты месторождения Бахар по годовой добыче воды

Для оценки следующего динамического процесса были также созданы соответствующие контрольные карты погоды добычи воды с месторождения (рисунок 1. б). Как видно по рисунку на эти кривые, то увидим, что разработка началась с 1991 года и продолжалась до 2015 года. В 1991 году была введена в эксплуатацию 1 скважина и годовая добыча воды составила 121, 4 тыс. тонн. С 1992 года была введена в эксплуатацию следующая скважина. Так, годовой объем добычи воды увеличился с 1003, 7 тыс. м³ до 2214, 3 тыс. м³, а в 1996 году составил 1593, 3 тыс. м³. В связи с выводом из эксплуатации одной из скважин годовая добыча воды в 1997 году составила 643, 5 тыс. м³, а в последующие годы при определенном увеличении и уменьшении годовой добычи воды до 2005 года добыча изменялась в пределах 200–600 тыс. м³. В 2006 году добыча воды снова резко возросла и составила 1925, 1 тыс. м³. А в последующие годы наблюдалось постепенное снижение, и годовой объем добычи воды снизился до 1024, 2 тыс. м³. Добыча воды с 2011 года до 2015 год изменилась в диапазоне 200–800 тыс. м³. В 2014–2015 г. снова были зарегистрированы 2 эксплуатационные скважины. Как видно по рисунку, с 1991–1994 г. в процессе разработки кривая была на оптимальной границе, в 1995 годуона вышла за пределы оптимальной границы и устремилась к верхней границе. В 1996–2005 годах ежегодная добыча воды вернулось в зону регулирования. В 2006 году она перешла оптимальную границу и поднялся до верхней границы, а в 2007–2015 годах он снова была в оптимальной зоне (рисунок 1. б).

Для оценки следующего динамического процесса были также установлены соответствующие контрольные карты по количеству действующих скважин (рисунок 1. c). Если мы обратим внимание на эти кривые, то увидим, что эксплуатация началась с 1991 года и продолжалась до 2015 года. В 1991 году была введена в эксплуатацию 1 скважина, а годовая добыча нефти была зафиксирована на уровне 938 000 тонн. В целях увеличения добычи в 1992 году была введена в эксплуатацию еще одна скважина, что и привело к увеличению добычи. Хотя до 1996 года месторождение разрабатывалось двумя эксплуатационными скважинами, в 1996 году добыча на первой действующей скважине резко сократилась до 48, 8 тыс. тонн, а с 1997 года одна из эксплуатационных скважин была переведена из фонда действующих скважин в фонд недействующих. До конца разработки эксплуатация продолжалась с 1 скважиной. Исследования показывают, что выведенная из эксплуатации скважина была остановлена именно по геологическим причинам. Причиной остановки скважины является снижение добычи нефти и высокий уровень содержания воды на ней. Как видно по кривым, количества скважин не вышло за оптимальную границу из-за того, что разработка началась с одной скважины, а затем число скважин составляло 2. (рисунок 1. c).

Для оценки последнего динамического процесса также были созданы соответствующие контрольные карты по добычи нефти приходящуюся на однускважину (рисунок 1. д). Если мы обратим внимание на эти кривые, то увидим, что разработка началась с 1991 года и продолжалась до 2015 год. В 1991 году была введена в эксплуатацию 1 скважина, а годовая добыча нефти на скважину составила 938 000 тонн. С 1992 года была введена в эксплуатацию еще одна скважина для увеличения добычи нефти, а годовая добыча нефти по одной скважине достигла 982, 6 тыс. тонн. В 1993–1998 годах при последующей разработке двумя скважинами, годовая добыча нефти на одну скважину была в диапазоне 570–770 тысяч тонн. Начиная, с 1997 года, наблюдалось резкое увеличение добычи на одну скважину. Если мы обратим внимание на кривые, то увидим, что в 1998 году кривая превысила оптимальную границу, а годовая добыча нефти на 1 скважину составляло 1813, 5 тыс. тонн, затем она была в оптимальной границе и снова в 2007 году она перешла оптимальный предел на уровне 1909, 8 тыс. тонн. Добыча, которая увеличивалась до 2010 года, резко сократилась начиная с 2011 года, а годовая добыча на одну скважину в 2015 году упала до уровня 100, 8тыс тонн (рисунок 1. д).

Изучая причины возникновения данной проблемы, выяснилось, что объем годовой добычи нефти основательным образом зависит от количества эксплуатационных скважин. Увеличени ечисла скважин до двух единиц в начальный период разработки поспособствовало резкому увеличению годовой добычи нефти. Следует также отметить, что увеличение годовой добычи воды на месторождении оказал определенное влияние на динамику добычинефти за последнее время.

Рис. 1с. «Контрольные карты» Х горизонта балаханской свиты месторождения Бахар по количеству добывающих скважин

Рис. 1д. «Контрольные карты» Х горизонта балаханской свиты месторождения Бахардля годовой добычи нефти приходящейся на скважину

Результат

Анализ «Контрольных карт» Шухарта показывает, что для оптимизации процессов нефтеизвлечения X горизонта Балаханской свиты месторождения Бахар необходимо провести пересчет запасов, изменить технологический режим работы скважин и для увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи пластов применить современные методы воздействия.

Литература:

1. Б. А. Багирoв, Л. А. Абдуллаева, Геолого-математическая оценка динамики разработки нефтяных залежей. Azərbaycan geoloqu, 16, 2012.
2. B. A. Bagirov, L. A. Abdullayeva, Definition of the optimal areas for development of oil recovery. 1st international Conference “Ultra deep hydrocarbon potential: future energy resources — reality and prediction”, Baku 2012.