В статье анализируются геолого-технологические характеристики разработки в IV тектоническом блоке нефтяного месторождения Нефтяные Камни. С этой целью было собрано и систематизировано удовлетворительное количество материалов из литературы и соответствующих им источников. Комплексное изучение таких данных и их сравнение на определенных районах дает возможность расчленить разрез на эксплуатационные объекты. В представленной работе рекомендованы ряд соответствующих предложений для обеспечивания оптимальных работ скважин.
Ключевые слова: нефтяная промышленность, месторождение, газоконденсат, углеводород, тектонический блок, разведка, эксплуатация, тектонические зоны, складка, критерия, эксплуатационные объекты.
Изначально, в развитии нефтяной промышленности были открыты месторождения с чистой нефтью в диапазоне 1500–2000 м. А в дальнейшем бурении часто обнаруживали газовые и газоконденсатные залежи в глубинах 3000–6500 м. Так как в природе нет одинаковых месторождений, и поэтому освоение этих запасов не идентичны. Для добычи нефти, газа и конденсата надо учитывать и основываться на анализе природного условия района месторождений. Этим образом, необходимо создание системы разработки, которое обеспечивает добычу углеводородов и регулирует их динамику использованием геологических, технических и технологических мероприятий.
В представленной работе анализируются геолого-технологические характеристики в IV тектоническом блоке нефтяного месторождения Нефтяные Камни. В связи с этим было собрано и систематизировано удовлетворительное количество материалов из литературы и соответствующих им источников.
Месторождение Нефтяные Камни расположено в Каспийском море, в юго-восточной части Апшеронского архипелага, к востоку от острова Чилов, в 110 км от Баку в открытом море. Впервые здесь с 1949 года проводились различные виды геофизических работ, геологического планирования, структурного картографирования и глубокого (поиск, разведка, эксплуатация) бурения. Глубокое разведочное бурение началось в 1949-ом году с бурения скважины № 1 в северо-западной части структуры.
Месторождение Нефтяных Камней имеет сложную геологическую структуру. В геологическом разрезе месторождения открытых скважинами, участвует большое количество осадочного комплекса от Палеоцена до Четвертичных отложений, максимальная толщина которых составляет 3350 м-ов. Верхняя часть складки размыта, а в ее ядре Кикмакинская свита поднимается со дна моря на поверхность. 26 нефтяных горизонтов и объектов вовлечены в геологическое изучение этого месторождения.
Структура Нефтяных Камней имеет асимметричную структуру и характеризуется общей Кавказской антиклинальной складкой, имеющей размеры 10x4 км над кровлей ПК свиты, и осложнена двумя продольными, множественными поперечными и радиальными тектоническими разломами. Амплитуда смещения продольных неровностей составляет 200–350 м, поперечных и радиальных неровностей от 10–60 м до 250–300 м, а в большинстве случаев 40–150 м. В результате пересечения этих разломов складка была разделена на 6 основных блоков (I, Ia, II, III, IV, V), которые в свою очередь были разделены на более мелкие тектонические зоны. Поэтому складки имеют очень сложную структуру (Рис. 1).
Рис. 1. Месторождение Нефтяные Камни. Структурная карта кровли Кирмакинской свиты Продуктивной толщи
Отличительной особенностью разработки морских нефтегазовых месторождений является выполнение требований о завершении проводимых процессов, сроки которых максимально сжатые, они на сегодняшний день конкретно экономически осуществимы.
Рассмотрение проблемы рациональной разработки морских месторождений в связи с указанным, позволяет остановиться на способе объединения двух или более пластов в единый эксплуатационный объект, как на одном из более эффективных и, одновременно, являющемся экономически весьма оправданным.
Опыт проводимых исследований в связи с анализом разработки многих месторождений нефти-газа показывает, что со временем показатели ряда параметров соседних объектов могут постепенно приближаться друг-другу до такой степени, что отличия между ними могут стать незначительными, что в свою очередь, также, их раздельная эксплуатация становиться неэффективной.
Такие задачи, как показали итоги изучения данных многих залежей, не могут быть решены точно, если сравнительный анализ осуществлен на качественном уровне. Следовательно, необходимо использовать возможности геолого-математических моделирований, которые позволяют надежно решать задачи о разумности объединения эксплуатационных объектов нефти-газа.
В таких случаях, с нашей точки зрения наиболее целесообразно воспользоваться критерием Д. А. Родионова, тот является однозначной и подтвержденной процедурой нахождения гомогенных групп объектов относительно параметров как одномерных, так и многомерных случайных величин.
В настоящее время IV тектонический блок характеризуется 16-ю эксплуатационными объектами. Было установлено, что по определению статистических границ результат проведенных исследований показывает, что между кровлей ПК1 и подошвой КС2 отмечается наиболее жесткая граница. Здесь значение V(г02)=45,9. Дальнейшее дихотомическое разбиение позволило узнать значения V(г02) во всех границах, существующих между разработанными объектами (табл. 1)
В соответствии с этим предлагается, для совместной эксплуатации объединить: KС1 с KC2 (V(г02)=13,5); ПК 2В с ПК2Н (V(г02)=13,9); KaС1 с КаС2 (V(г02)=17,1); КаС3 с КаС4 (V(г02)=11.9).
Оперативное приобщение пластов, во соответствии с предложенной схемой, позволят увеличить темпы разработки месторождения и среднесуточные дебиты скважин в целом.
Таблица 1
Расчеты надежности границ между эксплуатационными объектами на IV блоке месторождения Нефтяные Камни (при критических значениях
)
Таким образом, использование программы и алгоритма предложенного метода позволили выяснить схему выделения эксплуатационных объектов в разделе месторождения Нефтяные Камни. В различных блоках представленная система выделения залежей несколько различается от существующей (Табл. 2).
Таблица 2
Рекомендуемая модель выделения эксплуатационных объектов на месторождении Нефтяные Камни
|
IV блок |
|
|
Существующие |
Рекомендованные |
|
VIIa |
VIIa |
|
VIII |
VIII |
|
IX |
IX |
|
X |
X |
|
СП |
СП |
|
НКГ |
НКГ |
|
НКП |
НКП |
|
КСВ |
КСВ |
|
КС1 |
КС1+2 |
|
КС2 |
|
|
ПК1 |
ПК1 |
|
ПК2в |
ПК2 |
|
ПК2н |
|
|
КаС1 |
КаСв |
|
КаС2 |
|
|
КаС3 |
КаСн |
|
КаС4 |
|
Таким образом, применение и обоснование метода «Разграничение геологических объектов по комплексу признаков», дало возможность рекомендовать новую схему выделения эксплуатационных объектов в разрезе морских нефтяных месторождений.
Применение этого мероприятия непосредственно на практике показало исключительно высокую эффективность за счет более эффективного использования возможностей каждой скважины. Отметим, что за счет метода суммарный эффект по данным НГДУ «Нефт Дашлары» составил 252,2 тыс.т. нефти.
Литература:
- Багиров Б. А. Нефтегазопромысловая геология, Баку-2011, 254 с.
- Юсифзаде Х. Б. Состояние и перспективы развития нефтегазодобычи в Азербайджане. АНХ, 2000, № 11–12, 29–39 стр.
- Багиров Б. А. Текущие состояния и перспективы разработки нефтяных и газовых месторождений в Азербайджане. Новости высших технических заведений Азербайджана. Баку-2003, № 2, 9–16 стр.
- Салманов А. М., Еминов А. Ш., Абдуллаева Л. А. Текущее состояние разработки и геолого-технологические показатели нефтяных месторождений Азербайджана. Баку-2015, 74 стр.
- Иванова М. М., Дементьев Л. Ф. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки. Москва-1985. 420 стр.
