Тепловые методы повышения нефтеотдачи

Верхний мел
представлен преимущественно зеленовато-серыми, мергелистыми глинами с прослоями
конгломератов. толщина верхнего отдела колеблется от 28 до 132 м.

Четвертичная система Q

Четвертичные отложения небольшой толщины (2-3 м) повсеместно перекрывают
отложения верхнего мела, представлены суглинками и супесями.

1.4 Тектоника

В тектоническом отношении район месторождения Жанажол расположен в
восточной прибортовой части Прикаспийской впадины, которая отделена от
Уральской геосинклинальной зоны Ащисайским и Северно-Кокпектинским разломами.

Одной из характерных черт геологического развития явилось интенсивное
опускание территории и формирование мощного осадочного чехла (7-10 км).
Основную часть этой толщины составляет подсолевой комплекс, включающий
отложения, заключенные между поверхностью докембрийского фундамента и подошвой галогенных
осадков кунгурского яруса.

Поверхность подсолевых отложений моноклинально погружается на запад, от
2,0-2,5 км близ Ащисайского разлома до 5,5-6,0 км на меридиане купола Беттау.

В пределах указанной моноклинали выделен ряд обособленных ступеней. Последние
более четко проявляются по нижним горизонтам и последовательно погружаются к
центральной части впадины. С востока на запад выделяются Жанажолская,
Кенкиякская, Коздысайская и Шубаркудукская системы ступеней, в пределах которых
кровля подсолевого горизонта соответственно находится на глубинах:

3-3,5 км,
3-4 км, 4-5 км и ниже 5 км. К северу от Кенкияка несколько обособленно
выделяются Остансукский прогиб, который вдоль западной границы структур
Талдышоки, Остансук, Северный Остансук и Байжарык ограничивается нарушением. К
северу он непосредственно примыкает к Актюбинскому периклинальному прогибу.
Тектонические ступени в значительной степени осложнены разрывными нарушениями
[6].

Одной из особенностей Жанажолской ступени является развитие мощных
карбонатных массивов, которые в свою очередь осложнены крупными поднятиями
брахиантиклинального типа.

Месторождение Жанажол приурочено к верхней части обширного карбонатного
массива, сложенного породами подольско-гжельского возраста. О строении этого
массива по нижним горизонтам можно судить по данным сейсморазведочных работ. На
структурной карте по подошве нижней карбонатной толщи пород окско-каширского
возраста локализован он в районе скважин № 4 и № 5.

Мозаичная рисовка изогипс остается и по горизонтали, которая
характеризуют строение верхней карбонатной толщи пород. По подошве верхнего
карбонатного комплекса северный свод Жанажолского поднятия расположен в районе
скважин № 4 и № 10; южный свод намечается в районе скважины № 18.

На структурной карте по кровле высокоомного разреза, фиксирующей резкую
плотностную границу при смене терригенных пород надкарбонатной толщи
сульфатно-карбонатными породами гжельского яруса, Жанажолское поднятие имеет по
длинной оси длину 28 км и представляет собой брахиантиклинальную складку
субмеридионального простирания, образованную в теле карбонатного массива пород.

Она состоит из двух локальных поднятий. Северное в районе скважины № 50
оконтурено изогипсой минус 2300 м. По замкнутой изогипсе минус 2500 м его
размеры составляют 10,5 х 5,5 км.

Свод южного поднятия залегает на 50 м ниже и оконтурен изогипсой минус
2350 м в районе скважины № 19. Размеры поднятия по изогипсе минус 2500 м
составляют 9,5 х 4 км.

Амплитуда поднятия в изученной бурением части составляет порядка 250 м,
западное его крыло более крутое (8-10 м) относительно восточного (4-7 м). В
целом по всем горизонтам, связанным с границами карбонатных массивов пород,
сохраняется унаследованность структурных форм, высокая амплитуда поднятий, их
значительные размеры.

Свод северного поднятия немного смещается к востоку и оконтуренный
изогипсой минус 1850 м намечается в районе скважин № 5 и № 8.

Структурные карты были зарисованы по кровлям КТ-I и КТ-II на основании
применения данных стратиграфического расчленения 284 добывающих и всех
разведочных скважин. Общая форма структуры для КТ-I, а также и для КТ-II
антиклиналь с южным и северным куполами, с одной седловиной в середине.
Направление длинной оси антиклинали ориентировано к северу с отклонением к
востоку на 25º.

Структура КТ-I: по структурному плану кровли абсолютная отметка свода
южного купола минус 2330 м, абсолютная отметка замыкающей изогипсы минус 2500
м, площадь по замкнутой изогипсе 9,38 км х 4,38 км, высота структуры 170 м;
западное крыло данного поднятия круче, с углом падения пластов 10°, восточное
крыло пологое, угол падения пластов 7°.

Абсолютная отметка свода северного
купола минус 2260 м, абсолютная отметка замыкающей изогипсы минус 2500 м,
площадь по замкнутой изогипсе 11,25 км x 5,38 км, высота 240 м. Крылья
структуры данного поднятия в основном симметричны друг другу, угол падения
пластов около 9°.

Структура КТ-II: по структурной карте кровли абсолютная отметка южного
свода минус 3110 м, абсолютная отметка замкнутой линии минус 3380 м, площадь по
замкнутой изогипсе 12,75 км х 5,38 км, высота структуры 270 м. Западное крыло
структуры круче, чем восточное: угол падения пластов западного крыла около 10°,
угол падения пластов восточного крыла около 7°.

Абсолютная отметка северного
свода минус 3050 м, абсолютная отметка замкнутой линии минус 3380 м, площадь по
замкнутой изогипсе 11,63 км х 5,5 км, высота структуры 330 м. Два крыла в
основном симметричны, а угол падения пластов около 10°.

.5 Нефтегазоносность

Месторождение представляет собой крупное антиклинальное подсолевое
поднятие платформенного типа северо-восточного простирания. Продуктивные пласты
в нем приурочены к среднегжельскому регионально – нефтегазоносному комплексу
пород, представленному двумя мощными толщами карбонатов (КТ-I и КТ-II),
сложенных из известняка и доломитов. Глубина залегания родуктив-ных горизонтов
составляет КТ-I до 2850 м и КТ-II до 3850 м.

Продуктивные пачки отличаются здесь большой неоднородностью по
коллекторским свойствам и дискретностью по толщине и простиранию. Основными
типами коллекторов являются поровой и порово-каверново-трещинный со средней
пористостью около 10-11% и представляют собой в каждой карбонатной толще единые
пластово-массивные системы.

К характерным особенностям залежей нефти и газа
месторождения Жанажол относятся: высокое содержание в нефти и газе коррозийных
и токсичных компонентов, высокое содержание конденсата в газе (до 600 г/м3) и
растворенного газа в нефти (250 – 300 м3/т), большие глубины залегания
продуктивных горизонтов и сложные условия бурения ввиду наличия в соленосной
толще кунгура прослоев пластичных монтмориллонитовых глин. Трудно извлекаемые
запасы сырья составляют здесь около 40 %, нефть и газ содержат до 6 %
сероводорода [6].

Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями двух карбонатных
толщ. В отложениях первой карбонатной толщи выделены 4 продуктивные пачки: А,
Б, В и небольшая пачка В’. Пачки объединены в 4 объекта разработки: пачка А,
пачка Б, северный купол пачек В В’ и южный купол пачек В В’.

Средняя глубина залегания залежей составляет 2800 метров. Начальное
пластовое давление Рпл, приведенное к отметкам ГНК и ВНК равно соответственно
29,1 и 30 МПа. Пластовая температура равна 58-61˚С. Геотермический
градиент равен 2,4˚С.

Средний суточный дебит скважин по месторождению составляет 27,34 т/сут.
Состав нефти месторождения показан в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Состав нефти и газа

Продуктивность второй карбонатной толщи связана с двумя пачками Г и Д.
Пачки разбиты тектоническими нарушениями на три блока. В первом блоке (южный
купол) выделено 3 объекта разработки: один в пачке Г – Г-I, и два в пачке Д –
верхний Дв-I и нижний Дн-I.

Нефтеносность второго блока связана с одним небольшим объектом Г-II. В
третьем блоке первоначально выделялись три объекта разработки: два в пачке Г –
верхний Гв-III и нижний Гн-III и один в пачке Д – объект Д-III. Затем было
признано целесообразным объединить верхнюю и нижнюю часть пачки Г в один объект
разработки Г-III.

.6 Водоносность

Жанажолское месторождение входит в восточную окраину Прикаспийского
сложно построенного артезианского бассейна.

В палеозойских и мезозойских отложениях восточной окраины впадины
выделяются четыре водоносных комплекса: подсолевой палеозойский, кунгурско-верхнепермский,
триасовый и юрско-меловой. Каждый их них заключает несколько
регионально-выдержанных водоносных горизонтов, приуроченных к определенным
стратиграфическим толщам.

Ввиду отсутствия мощных глинистых пластов,
простирающихся на большие расстояния, и наличия различного рода
гидрогеологических окон подземные воды выделенных водоносных комплексов в
региональном плане не достаточно хорошо изолированы друг от друга. Но локальный
водообмен между подсолевыми и надсолевыми отложениями весьма затруднен [3].

Чередование положительных и отрицательных тектонических движений,
испытанных восточной окраиной при ее геологическом развитии в
позднепалеозойское и мезозойское время, создало определенную гидрогеологическую
цикличность, и каждый раз приводило к изменению палеогидрогеологических
условий, нарушавших статическое состояние палеозойских подземных вод.

После каждого гидрогеологического цикла изменялась гидрохимическая
характеристика подземных вод, происходила перестройка гидродинамического режима
и возникла необходимость в разгрузке подземных вод через имевшиеся
тектонические разрушения и плоскости угловых несогласий для выравнивания
пластовых давлений, как в совмещенных водоносных горизонтах, так и в горизонтах
с уменьшенными пластовыми давлениями.

Воды нижнекаменноугольных отложений хлоридно-кальциевого типа с
минерализацией 182,1 г/л.

Воды среднекаменноугольных отложений соленые сероводородные
хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 96,4 г/л, сульфатные
слабоминерализованные.

Воды нижнепермских терригенных отложений приурочены к песчаным прослоям
артинских, сакмарских и ассельских отложений. Они хлоридно-кальциевого типа с
минерализацией до 129 г/л, неметаморфизованные, сульфатные. Статический уровень
устанавливается на 80-100 м от устья.

Воды кунгурских отложений локализуются в терригенно-сульфатных прослоях в
толщи каменной соли, являются рассолом хлоридно-кальциевого типа с
минерализацией 67,3-263 г/л, воды являются метаморфизованными или
слабометаморфизованными.

Воды верхнепермских отложений располагаются в нескольких песчаных
водоносных горизонтах, являются минерализованными. Воды хлоридно-кальциевого
типа с минерализацией от 50,3 до 292 г/л при плотности 1035,7-1185,6 кг/м3 с
растворенными в них метаном и азотом.

Газосодержание вод колеблется от 0,062 до 0,973 м3/м3 при упругости газов
1,16-5,65 МПа. Состав растворенных в воде газов в законтурных и подошвенных
водах азотно-метановый и метановый с содержанием метана 55-79,2 %.

Кроме того, в растворенных газах подошвенных и законтурных вод содержится
соответственно: этан – 11,1-26,8 % и 0,04-3,6 %; тяжелые углеводороды – 4,3-24
% и 0,03-0,05 %; углекислый газ – 0,36-3,48 %; гелий – 0,003-0,3 %; аргон –
0,03-0,748 %. Возраст пластовых вод неоген-верхнемеловой и он намного меньше
возраста водосодержащих отложений. Верхнепермские отложения содержат напорные
воды.

Воды нижнетриасовых отложений гидрокарбонатно-натриевые,
сульфатно-натриевые, хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые с минерализацией
от 7,1 до 251 г/л. Пластовые воды, в основном, неметаморфизованные. Воды имеют
запах сероводорода. Газосодержание варьирует от 0,015 до 0,823 м3/м3 при
упругости 3,4-4,57 МПа.

Содержание растворенных газов в законтурной и подошвенной воде колеблется
соответственно от 48,6 до 82,9 % и 2,9-40,1 %, метана от 4,5 до 41,7 % и
51,2-89,3 %. В водах установлены также этан – 0,13-21,3 % и тяжелые
углеводороды – 0,31-26,1 %, гелий – 0,002-0,053 % и аргон – 0,09-0,932 %.
Возраст пластовых вод соответствует раннему миоцену.

Воды юрских отложений образуют два водоносных комплекса: нижнеюрский и
среднеюрский.

Нижнеюрские воды сульфатно-натриевые и хлоридно-кальциевые, в единичных
случаях гидрокарбонатно-натриевые и хлоридно-магниевые. Минерализация их
меняется от 1,4 до 221,9 г/л. Воды слабометаморфизованные. Газосодержание подошвенных
вод колеблется от 0,025 до 0,235 м3/м3 при упругости газа до 3,53 МПа.

В состав растворенных газов подошвенных и законтурных вод входят: метан –
49,9-74 % и 30,3 %, этан – 2,6-4,5 % и 0,1 %, тяжелые углеводороды – 1,6-2,1 %
и 0,01 %, углекислый газ – 2,5-2,9 % и 0,2 %, азот – 4,29-15,4 % и 67,5 %,
гелий – 0,02-0,002 % и 0,43 %, аргон – 0,141-0,315 % и 0,738 %. Абсолютный
возраст вод плиоценовый, что свидетельствует о более молодом возрасте
водосодержащих отложений.

Воды среднеюрских отложений представлены водами ааленских и
байосс-батских отложений.

Воды ааленских отложений гидрокарбонатно-натриевые, сульфатно-натриевые и
хлоридно-кальциевые. Общая минерализация вод изменяется от 2 до 202,8 г/л. Воды
в основном слабометаморфизованные. В состав водорастворенного газа входят:
метан – 5,4%, этан – 0,3 %, тяжелые углеводороды – 0,2 %, углекислый газ – 0,3
%, кислород – 0,3 %, азот – 32,1 %, гелий – 0,043 % и аргон- 0,798 % при
газовом факторе 0,04 м3/м3 и общей упругости газа 0,4 МПа. Воды напорные.

Воды байосс-батских отложений гидрокарбонатно-натриевые и
сульфатно-натриевые, хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые. Они
характеризуются минерализацией от 0,7 до 259 г/л. Газосодержание законтурных и
подошвенных вод составляет 0,025-0,775 м3/м3 при общей упругости газа от 0,21
до 4,86 МПа.

В законтурных водах растворен газ азотного состава с содержанием азота
67,5-98,1% и низким содержанием метана при газовом факторе в 0,025-0,05 м3/м3 и
общей упругости 0,14-0,84 МПа.

В подошвенных и в приконтурных водах растворенные газы преимущественно
углеводородные с содержанием метана 74,3-91,4 %. Газосодержание по мере
приближения к контуру нефтеносности возрастает от 0,227 до 0,775 м3/м3 при
упругости газа 0,75-4,86 МПа.

Воды четвертичного и плиоценового возраста, что свидетельствует об их
инфильтрационном генезисе. Воды обладают значительным пьезометрическим напоре в
42-712 м. Статические уровни в скважинах устанавливаются на глубине 8-68 м.

Воды меловых отложений представлены готеривским, барремским, атским и
альбским водоносными комплексами.

Воды готеривских отложений, в основном, гидрокарбонатно – и
сульфатно-натриевые и частично хлоридно-кальциевые с минерализацией от 1,9 до
117 г/л. Воды независимо от степени минерализации являются метаморфизованными.

В приконтурных водах растворенный газ имеет, в основном, метановый состав
с содержанием метана 83,8 % и азота 6,7 %; в законтурных – азотный состав с
содержанием азота 82,8-86,6 % и метана до 14,3 %. В водах присутствует также:
этан – 0,01-9,1 %, углекислый газ – 0,1- 0,5 %, гелий – 0,003-0,009 % и аргон –
1,052-1,187 %. Возраст вод – четвертичный.

Воды напорные, статические уровни их устанавливаются на глубине 12-43 м.

Воды барремских отложений гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевые с
минерализацией 0,3-31,7 г/л. Газосодержание законтурных и подошвенных вод
составляет 0,022-0,247 м3/м3 при упругости газа 0,12-0,9 МПа. В подошвенных
водах растворен метановый газ с содержанием метана 86,9 % и азота 6,5 %. В
законтурных водах и на нефтеносных куполах газ азотный с концентрацией азота
89,1-96 % и метана 3,9-8,2 %.

В составе газа определены также этан – до 0,37 %, тяжелые углеводороды –
до 2,13 %, углекислый газ – 0,1-4 %, гелий -0,006-0,016 % и аргон – 0,227-1,674
%. Возраст вод четвертичный. Воды напорные, статические уровни их в скважинах
устанавливаются на глубине 5-55 м, а дебит при понижении уровня на 40 м
достигает 8 л/с.

Воды аптских отложений преимущественно гидрокарбонатно- и
сульфатно-натриевые, частично хлоридно-магниевые и хлоридно-кальциевые с
минерализацией 0,5-90,8 г/л при плотности 1000-1067 кг/м3. На некоторых
участках водоносный горизонт залегает неглубоко от поверхности и содержит
слабоминерализованные воды.

Воды неметаморфизованные. Состав газов законтурных вод: азота – 95,7-97
%, метана – 2 %, углекислого газа – 0,2-1 %, гелия – 0,003 % и аргона 0,298-1,8
%. Воды напорные, статические уровни их скважинах устанавливаются на глубине
4-80 м от устья. Дебиты при понижении уровня на 20 м составляют 0,3-10 л/с.

Воды альбских отложений сульфатно-натриевые и хлоридно-магниевые с
минерализацией 0,21-0,472 г/л. Воды песчаных отложений альба подпитываются
солеными водами более древних отложений и становятся непригодными для питьевых
целей.

Газосодержание вод равно 0,04 м3/м3 при упругости газа 1,9 МПа.
Растворенный газ азотный с содержанием азота – 67%, метана – 26,4%, этана 0,25%,
тяжелых углеводородов – 1,2%, углекислого газа-3,6%, гелия – 0,005%; и аргона –
1,106%. Статические уровни вод в скважинах устанавливаются на глубине 10-30 м
от устья, максимальные дебиты 8,0-13,5 л/с.

В четвертичных отложениях имеет распространение водоносный горизонт,
связанный с делювиальными отложениями, слагающими долины балок и пониженные
участки рельефа. Питание его осуществляется, в основном, за счет атмосферных
осадков. По типу залегания делювиальные воды относятся к грунтовым.

Таким образом, подземные воды продуктивных горизонтов верхнепермских и
мезозойских отложений относятся в основном к высокоминерализованным.
Минерализация их увеличивается с глубиной.

По гидрохимическим показателям они не типично нефтяные с застойным
режимом, не сингетичны вмещающим отложениям, а инфильтрационные, что указывает
на нахождение водоносных горизонтов в зоне водообмена с дневной поверхностью и
свидетельствует о плохой закрытости недр и активном разрушении нефтяных
залежей.

Содержание водорастворенных газов на водонефтяном контакте месторождения
Жанажол составляет в среднем 3,1 м3/м3, из которых примерно половина приходится
на кислые (сероводород, двуокись углерода) и половина на метан и его гомологи.

Характерной особенностью химического состава растворенных газов является
высокое содержание сероводорода (34,4%) и двуокиси углерода (11,7%). Обращает
на себя внимание также низкая концентрация гомологов метана (около 2%), что не
характерно для подземных вод, контактирующих с нефтяной залежью.

2. Технико-технологическая часть

.1 Характеристика современного состояния разработки

Продуктивность второй карбонатной толщи (KT-II) была
установлена в декабре 1980 года скважина №23, заложенной на KT-I и в последствии углубленной.

Разработка месторождения начата в 1983г. с вводом в эксплуатацию
продуктивных пачек первой карбонатной толщи KT-I.

В 1985г. были подсчитаны и утверждены запасы нефти, газа, конденсата и
попутных компонентов по второй карбонатной толще KT-II (протокол ГКЗ СССР №9895
от 25.12.85), после которого с 1986г. началась разработка второй карбонатной
толщи эксплуатационной пачки Дн-I южного купола. В 1988г. был введен в
разработку северный купол второй карбонатной толщи эксплуатации пачек Д-III и Гн-III. Пачка Гв-III вступила в разработку в 1989 г.

В продуктивном разрезе выделено 8 эксплуатационных объектов: 3 в первой
карбонатной толще, приуроченных к пачкам А, Б, В Всев и 5 во второй карбонатной
толще KT-II (пласты Д-Ш, Дн-II,
Дв-I пачки Д и пласты Гв-III, Гн-III пачки Г).

Разбуривание объектов первой карбонатной толщи KT-I по равномерной
треугольной сетке 500х500м, второй толщи KT-II по равномерной треугольной сетке
700х700м.

Рассмотрено два варианта разработки пачек А и Б толщи KT-I,
предусматривающие эксплуатацию оторочек нефти на естественном упруго-газонапорном
режиме газовых шапок с частичным развитием режима растворенного газа, по пачке
В В` – площадное заводнение по 7-ми точечной системе.

По второму варианту все продуктивные пачки разрабатываются с применением
барьерного заводнения по пачкам А и Б, а по пачке В В’ барьерное заводнение
предусматривалось использовать лишь по северному куполу, по южному же куполу
остается площадное заводнение, в связи с тем, что нефтяная оторочка подстилает
газовую шапку по всей площади простирания.

Пласт В предлагалось разрабатывать на первом этапе единичными скважинами
с последующим дренированием возвратным фондом скважин с пачки Д-III второй карбонатной толщи KT-II.

В пачке Г было выделено 4 объекта разработки: объект Г-I в первом блоке (южный участок); Г-II во втором блоке; два объекта –
верхний Г-III и нижний Гн III в третьем блоке. В
пачке Д было выделено три объекта разработки: верхний Дв-I и нижний Дн-I в первом блоке (северный участок) Д-III.

Объекты Гв-III, Гн-III, Дв-I, Дн-I признаны основными,
объект Г-I предусматривалось разработать возвратным фондом скважин, объекты Г-П
и Д-III предлагалось временно законсервировать в связи с низкими коллекторскими
свойствами и небольшой величиной запасов.

В дальнейшем объединили залежи Гв-III и Гн-III в
один эксплуатационный объект Г-III.
Данные нефтегазоконденсатные залежи имеют единый ГНК и ВНК, представляют собой
единую гидродинамическую систему и характеризуются подобием коллекторских
свойств и насыщающих их жидкостей.

Рекомендуется вариант разработки с закачкой
воды в центральную область газовой шапки и разрешающие ряды 3-х рядной системы.
Согласно этому варианту нефть будет вытесняться водой. Поэтому при едином
положении ГНК желательно вскрыть залежи Гв-III и Гн-III
единой равномерной сеткой добывающих скважин.

Предусматривается временная консервация скважин залежи Д-III как низкопродуктивного объекта. В
процессе эксплуатации были получены новые данные, которые показали, что залежь
пласта Д-III обладает наиболее высокой
характеристикой коллекторских свойств по сравнению с другими объектами второй
карбонатной толщи. Поэтому предусмотрен ввод залежи Д-III как одного из основных объектов разработки.

Таким образом, выделено 10 эксплуатационных объектов.

В первой карбонатной толще выделено 4 объекта: объекты Б, В В’ – являются
основными и объект А возвратным. Во второй карбонатной толще основными
объектами являются объекты Г-III (с участком объекта Г-II) Д-III,
Дв-I и Дн-I , возвратным – объект Г-I.

Были внесены следующие коррективы в проекте разработки:

–       сокращение площади разбуривания и уменьшения количества
проектных скважин в связи с увеличением минимальной предельной толщины для
бурения с 8 до 16 м,

–       внедрение по объектам второй карбонатной толщи трехрядной
системы заводнения,

–       усиление запроектированной системы воздействия по объектам KT-I за счет очагового заведения.

Все выделенные продуктивные пачки первой карбонатной толщи КТ-1
объединены между собой единой гидродинамической системой и представляют единую
газонефтяную залежь с единым газонефтяным и водонефтяным контактом.

Начальное пластовое давление по разрабатываемым объектам А, Б, В В’
приведены к отметке ГНК и ВНК составляет 29,1 и 30 МПа соответственно. Все
залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления. Несмотря на низкие
темпы отбора нефти из залежей и низкую выработку извлекаемых запасов имеет
место довольно интенсивное снижение пластового давления.

Эксплуатационный объект А разрабатывается с 1986 г. Учитывая, что объект
разрабатывается небольшим количеством скважин и является возвратным, будем
считать, что энергетически состояние объекта остается на уровне
первоначального, то есть, режим залежи упругогазонапорный.

Эксплуатационный объект Б разрабатывается с 1984 г. Закачка по объекту
была начата только с 1991 г. Средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора
в северной части залежи составило 25,2 МПа , а по южной части залежи составило
23,0 МПа . На 01.01.14г. из залежи отобрано 5301,586 тыс.т. На объекте Б
существует гидродинамическая связь между законтурной водонапорной областью и
нефтяной оторочкой пачки Б.

В районе газовой шапки объекта Б имеются замеры пластового давления по
скв.№745. Значение Рпл (27,4 МПа) показывает, что в газовой шапке давление
упало на 2,6 МПа по сравнению с начальным. Это свидетельствует, что закачка
воды в приконтурные скважины сдерживает падение давления в газовой шапке.

Эксплуатационный объект В вступил в разработку в 1983 г. Закачка воды
была начата на 4 год разработки. По состоянию на 01.01.14г. средневзвешенное
пластовое давление по северному участку залежи в зоне отбора жидкости составило
23,8 МПа, что на 6,3 МПа ниже первоначального давления.

По значению пластового давления в настоящий момент можно судить о режиме
работы залежи. По залежи объекта Всев наблюдается режим упругий с переходом в
зоне отбора на режим растворенного газа. В районе газовой шапки объекта в
скважине № 393 Рпл составило 23,9 МПа.

В действительности есть случаи прорыва газа в приконтурные скважины. По
состоянию на 01.01.14г. средневзвешенное пластовое давление по южному участку
залежи в зоне отбора жидкости ниже первоначального давления на 4,8 МПа и
составляет 25,2 МПа. Следует отметить малое количество замеров, которое не дает
возможности определить более достоверное давление на залежи. На 0,1 МПа падения
пластового давления на южном куполе приходится 72,48 тыс.т нефти.

Эксплуатационный объект Г-III вступил в разработку в 1988г. Закачка воды
была начата в 1995. По состоянию на 01.01.14г. средневзвешенное пластовое
давление составило 28,0 МПа. Если смотреть на карту изобар в зонах отбора есть
снижение пластового давления до 25,2 МПа.

В районе скважин №№2382, 2251 пластовое давление составило 27,0 и 26,65
МПа, Такое снижение давления за 12 лет разработки на 11 МПа по сравне нию с
начальным (39 МПа) является следствием позднего поддержания пластового
давления.

По объекту самое низкое значение удельной добычи на 0,1 МПа 54,0
тыс.тенге, по сравнению с вышележащими объектами. В целом по залежи наблюдается
упруговодонапорный режим с переходом в зонах отбора на режим растворенного
газа.

Эксплуатационный объект Д-III
вступил в разработку в 1988 г. Закачка воды была начата в 1995. По состоянию на
01.01.14г. средневзвешенное пластовое давление составило 30,1 МПа. По карте
изобар в зонах отбора есть снижение пластового давления в зоне отбора скважин
№№ 2361, 2372, до 29,4. Наблюдается упругий режим.

Эксплуатационный объект Дн вступил в разработку в 1986г. Закачка воды
была начата в 1992г. По состоянию на 01.01.13г. средневзвешенное пластовое
давление составило 26,6 МПа. Такое снижение давления на 12,8 МПа за 10 лет
разработки показывает на упругий режим залежи.

.1.1 Технологические показатели разработки

Разработка ранее осуществлялась по проекту разработки, выполненному
институтом Гипровостокнефть. В настоящее время разработка ведется согласно
«Технологической схемы разработки месторождения Жанажол», выполненной
Синьцзяньским НИИ нефти и газа совместно с КИПИ «Каспиймунайгаз» (г. Атырау) и
утвержденной 14 июня 2021 года (Протокол ЦКР №13). В технологической схеме были
пересмотрены объемы добычи нефти и газа по годам.

Таблица 2.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
по месторождению за 2021 год

В сравнении с показателями разработки за этот же период 2021г по
месторождению Жанажол: добыча нефти возросла на 632,4 тыс.т, объем попутного
газа возрос на 209,8 млн.м3, средний дебит одной скважины увеличился на 7,6
т/сут. Закачка воды увеличилась на 1194,276 тыс. м3.

При сопоставлении проектных и фактических отборов нефти отмечается
отклонение объема добычи нефти от проектного в сторону увеличения и отклонение
объема добычи газа от проектного в сторону уменьшения. При определении объемов
добытого попутного газа строгого учета не существует.

Таблица 2.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
по месторождению на 01.07.2021 года

Как показывает анализ объемов отбора и закачки за I полугодие 2021 г., объем добычи был
перевыполнен, тогда как закачка воды в пласт отстает.

.1.2 Характеристика фонда скважин

На объекте А пробурено 24 скважины, в том числе на южном участке 15
скважин, из которых 8 действующих фонтанных и 1 скважина №481 находится под
закачкой, 4 скважины находятся в консервации, 1 скважина №44 – наблюда тельная.

На северном участке 9 скважин, из которых 4 действующих фонтанных,
скважина № 412 находится под закачкой, 4 скважины №№ 123, 505, 507, 510
находятся в консервации в ожидании перевода на механизированную добычу.

На объекте Б пробурено 114 скважин, в том числе на южном участке 75
скважин, из которых 54 действующих скважин, 15 шт. находится под закачкой из 17
нагнетательных, 1 скважина находятся в простое и скважины №№ 555, 745 –
наблюдательные. На северном участке действующий фонд насчитывает 34 скважины.
Нагнетательный фонд 7 скважин, все находятся под закачкой. Одна скважина
эксплуатируется ШГН и две – наблюдательные.

На объекте Всев пробурено 96 скважин, действующие добывающие – 68, из
которых три скважины №№ 333, 603, 604 находятся в простое и 6 скважин в
бездействии. Нагнетательный фонд северного участка составляет 21 скважину, из
которых 20 шт. под закачкой, одна скважина № 502 в освоении, и скв. № 393
наблюдательная.

На объекте Вюг пробурено 64 скважины, действующие добывающие – 49, из
которых 5 скважин в бездействии. Все скважины работают фонтанным способом.
Нагнетательный фонд южного купола составляет 13 скважин, все действующие.
Скважины №№ 359, 541 – наблюдательные.

На объекте Г-III по состоянию
на август 2009г. пробурено 137 скважин. Из них 102 фонтанные, 2 ШГН, 8
газлифтные, 26 находятся в бездействие.

На объекте Д-III пробурено 96
скважин, из них 6 действующих добывающих и три нагнетательных.

На объекте Дн пробурено 24 скважины. Из них 11 фонтанных, 8 ШГН, 3 под
закачкой, 2 в бездействии.

.2 Оборудования применяемые на месторождении

При фонтанной эксплуатации скважин подъем продукции на поверхность
осуществляется гидростатическим напором разрабатываемых пачек.

Оборудование газоконденсатных скважин

Газовые и газоконденсатные скважины имеют наземное, подземное и забойное
оборудование.

Наземное оборудование или оборудование устья скважины предназначается для
подачи газа из ствола скважины в газосборную сеть, для подвески НКТ,
герметизации обсадных колонн, а также для установления, регулирования и под
держания заданного режима скважины.

К наземному оборудованию относятся колонная головка, фонтанная арматура,
блок манифольдов, станция управления и лубрикаторная площадка.

Колонная головка – это нижняя часть наземного оборудования, которая
предназначена для обвязки верхних концов обсадных колонн и кондуктора меж ду
собой и герметизации межколонного пространства. В нижней части колонной головки
расположен широкоопорный пьедестал, навернутый до отказа на наружную резьбу
обсадной колонны и закрепленной на бетонном фундаменте болтами.

Для герметизации межтрубного пространства в опорном пьедестале установлен
сальник, состоящий из специального уплотнителя ,зажатого между двумя кольцами и
нажимной гайкой.

На колонную головку устанавливается фонтанная арматура, которая сос тоит
из трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка – это двухфланцевая катушка, предназначенная для подвески
НКТ и герметизации кольцевого пространства между НКТ и эксплуатационной
колонной. Трубная головка состоит из крестовика тройника и катушки. Диаметр
ствола крестовины 155мм. На крестовине имеется два отвода, диаметром 65мм: один
предназначен для обработки скважин (прокачка газа или жидкости при продувке и
очистке скважины); на другом- устанавливается манометр для замера межтрубного
давления (давление должно быть равно 0).

Кроме того, на отводах имеются
задвижки, которые в рабочем режиме открываются, а при необходимости
закрываются. На тройнике трубной головки имеется отвод, через который можно
подавать сжатый газ или воздух при возбуждении скважины. При помощи резьбовой
втулки, в нижнюю часть катушки ввинчивается НКТ.

Фонтанная елка предназначена для направления фонтанной струи в выкидную
линию, а также для контроля и регулирования режима работы скважины. Фонтанная
елка включает в себя арматуру, устанавливаемую выше верхнего фланца трубной
головки. Фонтанная елка состоит из основного ствола и двух отводов.

Ствол
фонтанной елки по размерам проходного сечения бывает 2 ½ (62 мм.) и 4 (100 мм.) дюймовый. На
стволе фонтанной елки имеется ряд задвижек, для которых устанавливается
следующий порядок открытия и закрытия. При пуске скважины в эксплуатацию
открывают коренную задвижку, далее открывают задвижку, ближайшую к крестовине,
а затем к отводу.

При остановке скважины следует закрыть задвижки в обратном
порядке. Коренная задвижка должна быть открыта полностью как при эксплуатации,
так и при временной остановке скважины. Закрывается она только при полной
остановке скважины. Центральная задвижка необходима для перекрытия основного
ствола фонтанной елки при аварийных ситуациях.

При эксплуатации газовой скважины
необходимо, чтобы все задвижки елки были полностью открыты, за исключением
задвижек на запасной выкидной линии. Это вызвано тем, что если в струе газа
имеются твердые примеси, то при не полностью открытых задвижках может
разрушаться оборудование.

Фонтанная елка имеет две выкидные линии, диаметром
100 мм: рабочую и запасную. Рабочая выкидная линия предназначена для приема
продукции направления ее в газосборную сеть. Запасная выкидная линия для сброса
на отжиг или для продувки скважины на факел.

На выкидных линиях устанавливаются
штуцера, манометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и
коррозии, устьевой клапан – отсекатель, который предназначен для
автоматического перекрытия выкидной линии при аварийной ситуации. Запорный
элемент клапана – отсекателя выполнен в виде заслонки. Для регулирования дебита
газа и давления при эксплуатации газовых скважин применяются штуцера.

Штуцер представляет собой болванку круглого сечения, диаметр отверстия
которого находится в прямой зависимости от рабочего дебита скважины и
колеблется в пределах от 3 до 25мм. В верхней части фонтанной елки
устанавливается буферный патрубок, воспринимающий давление фонтанной струи,
которое регистрируется манометром. Это давление называется устьевым или
буферным давлением.

Фонтанную арматуру изготавливают на рабочее давление 7,5; 12,5; 20; 35;
70 и 105МПа.

По конструкции фонтанная арматура бывает крестовая и тройниковая.

Техническая характеристика фонтанной арматуры обозначается: 1АФК63*12.5
или 1АФТ100 *70. Фонтанная арматура, выполненная по ГОСТ может
эксплуатироваться при температуре от -60оС до 60оС. Недостатком фонтанной
арматуры на сравнительно высокое рабочее давление является большая ее масса.

На месторождении применяются фонтанные арматуры следующих типов:

бакинскую АФК 6В – 80/65х350 К2;

грозненскую АФК 6А – 80/50х700 К2;

французскую фирмы „Cameron”.

Регулирование отборов жидкости ведется штуцерами, установленными на устье
скважин.

Очищенный газ по трубопроводу поступает на станцию управления. Станция
управления сигнальной линией соединена с двумя пилотными клапанами,
установленными на выкидной линии фонтанной арматуры после дросселя. Один из
пилотных клапанов настраивается на верхний предел допустимого давления на
выкиде, второй – на нижний предел.

В случае отклонения давления на выкиде фонтанной арматуры от заданных
пределов срабатывает один из клапанов, и сигнал по сигнальной линии поступает
на исполнительный механизм станции.

В результате этого, резко снижается давление в трубке управления,
соединенной с клапаном-отсекателем в скважине и перекрывает доступ продукции к
устью скважины.

Трубка управления с устья вводится в скважину через уплотнительное
устройство.

Подземное оборудование газовых скважин

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее
подземное оборудование: колонна насосно-компрессорных труб – спускается в
скважину для подъема продукции на поверхность. Диаметр фонтанных труб рас
читывают из необходимости выноса с забоя на поверхность твердых и жидких
примесей газа.

Поскольку газовые скважины часто работают с поступлением из пласта частиц
породы и воды, то диаметр НКТ должен обеспечивать полный вы нос газовой струей
частиц породы и воды, скапливающихся на забое. Вынос этих частиц обеспечивается
тогда, когда скорость восходящего потока превышает критическую скорость,
соответствующую взвешенному состоянию частиц, и равна:

ν = 1.2ωкр                                                                                      (2.1)

где ν – скорость восходящего потока газа в скважине, м/с; ωкр – критическая скорость, при
которой капля воды находится во взвешенном состоянии, м/с.

Критическую скорость можно определить по формуле Риттенгера:

ωкр= √ ⅔ ġd(ρп-ρг)/ φρг                                                                (2.2)

где ġ-ускорение свободного падения, м/с2, d- диаметр частиц, м; ρп и ρг-плотность породы и газа
соответственно, кг/м3; φ- коэффициент скольжения, величина
которого зависит от формы частиц породы или воды. Для частиц воды φ = 0.45, для частиц породы φ =0.25.

скорость восходящего потока у башмака НКТ определяется по следующей
формуле:

ν = 4*106*QzTпл/πD286400PзTст =14,74Qz/D2Pз*Tпл/Tст.               (2.3)

Тогда диаметр НКТ можно определить по следующей формуле:

D = √14,74QzT/1.2 ωкрPзTст= √12,3Qz/ωкрPз* Tпл/Tст            (2.4)

где Q-дебит газа,м3/сут;

Pз –
забойное давление; z – коэффициент
сверхсжимаемости газа.

При эксплуатации газовых скважин используются фонтанные трубы, изготовленные
в соответствии с ГОСТ 633-80: 48,60, 73, 89мм.

В результате расчетов выбирают диаметр НКТ близкий к ГОСТУ.

Глубина спуска НКТ в скважину определяется продуктивной характеристикой
пласта и технологическим режимом скважины. Обычно НКТ целесообразно спускать до
нижних отверстий перфорации.

Отбор продукции от забоя до устья на месторождении ведется по
ступенчатому лифту, составленному из труб диаметром 73 и 88,9 мм, спущенному до
интервала перфорации нефтяного пласта. Толщина стенок НКТ от 4 до 7 мм, длина 5,5-10
м (в среднем 8 м). Как правило, лифт компонуется следующим образом:

трубы марки стали С-75 – 73 х 7,01 – 2030 м;

трубы марки стали С-75 – 88,9 х 6,45 – 420 м;

трубы марки стали SМ-90
– 88,9 х 6,45 – 550 м;

С целью выноса воды с забоя скважины башмак НКТ необходимо спускать в
зону фильтра с самого начала эксплуатации.

К подземному оборудованию относятся НКТ, из которых состоит подземный
подъемник. Колонна фонтанных труб спускается в скважину и служит для подъема
жидкости и газа на поверхность, предохраняя колонну обсадных труб от
коррозийного и эрозионного износа при добычи нефти, содержащей воду и
сероводород; регулирования режима работы фонтанной скважины, предупреждения
образования на забое столба воды, глушения, промывки скважин и обработки призабойной
зоны пласта с применением различных методов воздействия.

При эксплуатации газоконденсаных скважин применяют комплексы управления
скважинными клапанами-отсекателями типа КОУК для предупреждения открытых
фонтанов. Применительно к различным условиям эксплуатации комплекс выпускается
с несколькими схемами компоновки скважинного оборудования.

К условиям месторождения применим комплекс оборудования КОУК – 89/73 – 35
-136К2Э (наличие агрессивных компонентов в скважиной среде СО2 и Н2S – до 6% по объему каждого).

Клапан – отсекатель также закрывается в случае пожара, когда
расплавляются температурные предохранители и падает давление в сигнальной линии
и трубки управления. На сигнальной линии трубки управления установлены
распределители, к которым могут быть подсоединены основные скважины куста. При
нарушении режима работы одной из скважин закрываются клапаны отсекатели всех
скважин куста.

Клапан – отсекатель можно закрывать со станции управления или из
диспетчерского пункта промысловой телемеханики.

В районах, где есть источники электропитания переменного тока напряжением
380 В, частотой 50 Гц, станция управления связана с электроконтактным
манометром, расположенном на выкиде фонтанной арматуры. На манометре
устанавливаются верхний и нижний пределы давлений; отклонение о которых дает
сигнал на станцию управления для разрядки трубки управления, в результате чего
раскрывается клапан-отсекатель.

При отсутствии электроэнергии сигнал поступает на станцию управления от
пилотных клапанов или температурных предохранителей, как в предыдущей схеме.

Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и
затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ
от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных
компонентов, входящих в состав газа.

Обычно пакер устанавливают между обсадной колонной и НКТ для разобщения
зон межтрубного пространства, расположенных выше и ниже пакера. Пакер имеет
корпус, состоящий из двух труб, соедененных между собой. На наружней
поверхности верхней трубы размещен уплотнительный элемент.

Он состоит из резиновых манжет, при продольном сжатии которых происходит
увеличение их в диаметре, в результате чего он плотно прижимается к обсадной
колонне и движение жидкости по колонне прекращается.

На наружной поверхности нижней трубы смонтирован шлипсовый узел. Шлипсы
состоят из 3-4- сегментов с зубчатой поверхностью, которые прижима ются к
обсадной колонне и удерживают пакер в устойчивом положении.

Между уплотнительным элементом и шлипсовым узлом имеется камера, которую
образует цилиндр и соедененные с ним толкатель и поршень. Для удержания пакера
в рабочем состоянии поршень и цилиндр снабжены механизмами, состоящими из
четырех секторов и двух пружинных колец.

Для освобождения пакера от обсадной колонны НКТ вращают по часовой
стрелке на 15 оборотов, одновременно поднимая ее. При повороте уплотнительные
элементы и шлипсы освобождаются от торцевых упоров и принимают первоначальные
размеры. В этом состоянии пакер можно извлечь из скважины.

Предусмотрена возможность извлечение скважинного оборудования при
заклинивании пакера при спуске или подъеме, для этого служит устройство
разъединения труб. Оно позволяет отсоединить колонну подъемных труб от пакера
путем вращения ее вправо.

К оставшейся с пакером части разъединителя можно вторично присоединить
колонну более прочных труб для срыва и подъема пакера. Скважинное оборудование
комплекса с предохранительной гильзой в посадочном ниппеле, спускается в
скважину на подъемных трубах совместно с трубкой управления, которая соединена
с посадочным ниппелем и крепится к подъемной трубе.

Циркуляционный клапан расположен над уплотняющим элементом и обеспечивает
временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью
осуществления различных тезнологических операций: задавки скважины, промывки
забоя, затрубного пространства и НКТ, обработки скважины различными химическими
реагентами. Клапан устанавливается в НКТ во время их спуска в скважину и
извлекается вместе с ними

Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного
клапана отсекателя. Он спускается в скважину на НКТ и устанавливается выше
пакера.

Клапан-отсекатель служит запорным устройством скважины при демонтаже
устьевого оборудования, подъеме НКТ из скважины без задавки жидкостью. Закрытие
клапана-отсекателя при работе в автоматическом режиме происходит в следующих
случаях:

при повышении или понижении давления в выкидной линии фонтанной арматуры
(по сравнению с установленными пределами), при срабатывании пилотных клапанов
или по сигналу электроконтактного манометра;

при повышении температуры на устье до 70º С или более, когда давление в трубке
управления падает за счет разгерметизации плавких предохранителей;

– при нарушении герметичности обвязки скважины со станции управления.

При местном управлении клапан – отсекатель закрывается принудительно со
станции управления, при дистанционном, при подаче сигнала с диспетчерского
пункта промысловой телемеханики.

Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного
пространства скважины с внутренним пространством НКТ при подаче ингибитора
коррозии или же гидратообразователя.

Клапан устанавливается в НКТ во время их спуска и извлекается вместе с
ними. В процессе эксплуатации различные ингибиторы дозируются и подаются в
подъемные трубы посредством ингибиторного клапана.

Оборудование забоя скважин

Оборудование забоя скважин предназначено для предупреждения разрушения
призабойной зоны продуктивного пласта и обеспечения нормальных условий работы
скважин.

Оборудование забоя газовых скважин зависит от следующих факторов:

литологического и фациального состава пород, слагающих коллектор;

механической прочности пород;

неоднородности коллекторских свойств пласта;

местоположения скважины на структуре и площади газоносности.

Если газовая залежь пластового или массивного типа, газонсыщенный кол
лектор представлен крепкими породами (сцементированные пески, известняки,
доломиты, ангидриты), а в продуктивном разрезе отсутствуют нефте- и
водонасыщенные горизонты, то добывающие скважины могут иметь открытый забой.

Для улучшения выноса с забоя жидких и твердых частиц в фильтровую часть
пласта на забой опускают хвостовик.

Если же газонасыщенный пласт представ лен слабосцементированными
породами, то обсадную эксплуатационную колонну опускают на всю толщину продуктивного
пласта, полностью ее цементируют, а затем делают перфорацию.

2.3 Методы увеличения производительности скважин

На месторождении Жанажол в 2021г. выполнены следующие работы по
увеличению производительности скважин:

дополнительная перфорация добывающих скважин – 40 скважин.

В результате дополнительная добыча составила 164,2 тыс.т.

Солянокислотная обработка призабойной зоны добывающих скважин – 12
скважин.

В результате дополнительная добыча составила 2 5,316 тыс.т.

Проведена изоляция водопритоков в 18 скважинах.

Кислотный разрыв пласта на 3 скважинах

Вытеснение нефти из пластов горячей водой и паром на 2 скважинах

Проведен гидроразрыв пласта на 9-ти добывающих скважинах.

Суточный эффект от проведения мероприятия по скважинам составил от 3 до
58 т/сут. За 12 месяцев 2021 года дополнительная добыча составила – 15058 тонн
при плане 15000 тонн. На 3-х нагнетательных скважинах произведен кислотный
разрыв пласта, с начала мероприятий общий эффект составляет 14,943 тыс. м3
воды.

2.4 Обзор тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов

В тех случаях, когда заводнение не позволяет достигнуть приемлемого КНО и
возникает необходимость применения третичных (новых) МУН.

Каждый метод имеет свою область применения для конкретных
геолого-промысловых условий. Универсальных методов увеличения нефтеотдачи
пластов в настоящее время нет, вследствие индивидуальных природных
геолого-физических условий залежи нефти. Причем, залежь – это сложная система,
которая сопровождается постоянным изменением как внешних (технологии системы
разработки), так и внутренних (геолого-физические параметры залежи) условий.

Тепловые МУН позволяют понизить вязкость нефти, увеличить её подвижность.
Применение их эффективно на залежи высоковязкой нефти; нефти, обладающей
неньютоновскими свойствами; залежи, пластовая температура которых равна или
близка к температуре насыщения нефти парафином, коэффициент нефтеотдачи может
возрасти до 50% и более. Различают теплофизические методы – закачка в пласт
теплоносителей и термохимические – внутрипластовое горение