Система разработки месторождения

Технологическая часть

Система разработки месторождения

Месторождение Каракудук введено в промышленную разработку в начале мая 1998 года и разрабатывается на основе «Технологической схемы разработки месторождения Каракудук», выполненной институтом «НИПИмунайгаз» в 1996 г. г. Актау. [1]

В настоящее время месторождение разрабатывается в соответствии с уточненным проектным уровнем добычи и объема буровых работ период на 2008-2009 гг., утвержденным Центральной Комиссией по разработке Республики Казахстан (ЦКР РК).

В составленной технологической схеме разработки в 1996 г. предусматривалась реализация на I объекте разработки роторно-циклического заводнения по площадной обращенной девятиточечной схеме. Размещение скважин по квадратной сетке 567х567 м.

Таблица 2.1 Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов разработки

Параметры	Объекты разработки
I объект	II объект	III объект	IV объект
Глубина залегания, м
Тип залежи	Пластовая сводовая
Тип коллектора	Поровый
Площадь нефтеносности, тыс.м3	56086,8	3100,2	19562,4	11602,8
Средняя общая толщина, м	9,9	16,6	50,2	31,8
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	7,1		10,34	5,8
Средняя пористость, доли ед.	0,16	0,13	0,13	0,13
Средняя проницаемость по керну, мкм2	0,043	0,054	0,0046	0,028
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,82	0,201	0,51	0,355
Коэффициент расчленности, доли ед.	1,3	-		3,3
Коэффициент вытеснения, доли.ед	0,65	0,648	0,648	0,648
Удельный коэффициент продуктивности, м3/сут*МПа*м	2,1	0,32	0,37	0,32
Пластовая температура, °С

продолжение таблицы 2.1

Параметры	Объекты разработки
I объект	II объект	III объект	IV объект
Пластовое давление, МПа	19,57	26,76	25,98	29,6
Давления насыщения, МПа	10,02	15,4	20,0	10,5
Газосодержание, м3/т	80,1	169,6	270,1	118,1
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	0,4	0,4	0,4	0,4
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	0,97	0,69	0,71	0,80
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,738	0,6885	0,621	0,717
Объемный коэффициент стандартной сепарированной нефти, доли ед.	1,234	1,445	1,79	1,330
Плотность сепарированной нефти, т/м3	0,823	0,818	0,817	0,8168
Балансовые запасы нефти по состоянию на 01.06.2004 г. в том числе по категории В+С1/С2	28196,4/561,3	3868,7/4172,3	3421,8/1337,4	2843,4/368,2
Извлекаемые запасы нефти по состоянию на 01.06.2004 г. в том числе по категории В+С1/С2	11786,1/234,6	1013,6/1093,1	1064,2/415,9	872,9/113,0
Коэффициент извлечения нефти, доли ед.	0,418	0,262	0,311	0,307

Размещение скважин по квадратной сетке 567х567 м. [1]

Согласно условиям проекта разработки [1], рекомендуемый 4 вариант предусматривает дальнейшее разбуривание месторождения Каракудук по квадратной сетке плотностью добывающих скважин 32 га/скв с применением заводнения по обращенной 9-точечной схеме. Темп разбуривания составляет 16 скважин в год. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин – 3 к 1. Количество скважин для бурения 132 ед., в том числе 100 добывающих (в т.ч. две горизонтальные скважины 130 и 139) и 32 нагнетательных скважины.

Необходимо отметить, что выбранный вариант по основным положениям (система воздействия и плотность сетки) аналогичен базовому варианту (1 вариант), однако он предусматривает улучшение системы внутриконтурного площадного заводнения за счет применения на I объекте разработки метода повышения извлечения нефти с использованием технологии роторно-циклического заводнения, а также бурение двух горизонтальных скважин.

На период разработки месторождения Каракудук согласно данным основных исходных технологических характеристик расчетных вариантов, характеристик основного фонда скважин и характеристик основных показателей разработки по отбору жидкости и нефти следует:

- скважины будут эксплуатироваться фонтанным и механизированным способами, при этом, начиная с 2011 года, фонтанных скважин не будет;

- в эксплуатацию с 2005 года фонтанным способом будут вводиться только скважины, эксплуатирующие I и III объекты разработки;

- эксплуатация скважин с поддержанием пластового давления приводит к прогрессивному увеличению обводненности продукции;

- по всем объектам добывающие скважины будут эксплуатироваться с забойными давлениями на уровне и выше давления насыщения;

- по всем объектам забойное давление в нагнетательных скважинах будет поддерживаться на уровне 0,9Р_гидр;

- по всем объектам коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин составит 0,95;

- по всем объектам коэффициент эксплуатации для нагнетательных и добывающих фонтанных скважин составит 0,95, для добывающих механизированных – 0,95;

- по всем объектам коэффициент компенсации отбора закачкой составит 100%.

Распределение и состояние фонда скважин месторождения по объектам эксплуатации на дату анализа приведено в таблице 2.2.

Скважины, эксплуатирующие I объект разработки, разрабатывают как один Ю-I горизонт, так Ю-I и Ю-IIА одновременно. Скважины, в которых вскрыты Ю-I и Ю-IIA горизонты, расположены в западной части месторождения, где распространён Ю-IIA горизонт и по I объекту отмечаются меньшие эффективные нефтенасыщенные толщины и малые дебиты нефти.

Фонд механизированных скважин на 01.01.09 г. составлял 64% от общего числа добывающих скважин. За аналогичный период 2007 г. механизированным способом эксплуатировалось 46% от общего числа добывающих скважин. На 01.01.2010 этот показатель составляет 95%. [1]

Во всех вариантах разработки предусмотрен резервный фонд. Резервные скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку запасов нефти в отдельных линзах зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения.

Учитывая высокую зональную и послойную неоднородность продуктивных пластов, число резервных скважин должно составлять 10% от основного проектного фонда.

Таблица 2.2 Состояние фонда скважин на 01.01.2010 г.

Наименова-ние	Характеристика фонда скважин	Количество скважин по горизонтам	Итого
I объект	II объект	III объект	IV объект
Фонд добывающих скважин	Всего
В том числе действующие:
из них: фонтанные	-
	ЭЦН
ШГН		-	-	-
	Бездействующие
В освоении		-	-	-
Фонда нагнетатель-ных скважин	Всего:
В том числе действующие
В освоении	-	-	-	-
Бездействующие		-	-	-

График разработки, в целом по месторождению за весь период приведен в приложении Г.