2.1.2 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики

В период опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз, согласно бизнес-плана СП «ТШО», предусматривается бурение 21 скважины, расконсервация 9 скважин (Т-28, Т-29, Т-31, Т-38, Т-41, Т-42, Т-45, Т-109, Т-1101) и углубление (добуривание скважин до их проектной глубины) 9 скважин (Т-14, Т-17, Т-30, Т-47, Т-70, Т-108, Т-118, Т-125, Т-220).

Выбор и обоснование расчетных вариантов разработки проведены исходя из опыта реализации запроектированной системы, оценки эффективности применяемых на месторождении технологий, возможности применения на месторождении методов повышения нефтеотдачи в зависимости от геолого-физических условий залегания горизонтов. В результате были рассмотрены 2 варианта разработки. Для этих вариантов характерны следующие основные положения:

• выделение 2-х эксплуатационных объектов: I объект – отложения башкирского, серпуховского и окского стратиграфических комплексов; II объект – отложения тульского и девонского стратиграфических комплексов;

• применение на месторождении квадратной системы размещения скважин, с сеткой скважин 1414 х 1414 м;

• залежь во всех рассматриваемых вариантах разрабатывается с применением упруго-замкнутого режима;

• количество скважин для бурения 21 единиц, в том числе 21 добывающих;

• количество скважин, предназначенных для углубления – 9 скважин, для расконсервации – 9 скважин;

• коэффициент эксплуатации скважин – 0,880, коэффициент использования фонда скважин – 0,809.

Этот вариант, согласно регламента на проектирование разработки, по принципиальным положениям соответствует утвержденному варианту технологической схемы разработки, а также учитывает фактически сложившуюся систему разработки. В соответствии с этим вариантом предусматривается разработка месторождения на упруго-замкнутом режиме.

Основные исходные характеристики расчетных вариантов приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки месторождения Тенгиз.

Характеристики	Варианты 1, 2
Объекты	I, II
Режимы разработки	Естественный (упруго–замкнутый)
Система размещения скважин	Равномерная по квадратной сетке
Расстояние между скважинами, м	1414
Плотность сетки, 104 м2/скв.	200
Коэффициент охвата процессом вытеснения, доли единиц	1

2.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективность применения методов повышения нефтеизвлечения.

Технологическая схема разработки месторождения Тенгиз утверждена Миннефтепромом в 1986 г. (Протокол № 1226 от 28.11.86), однако основные технико-экономические решения этого документа не были реализованы в процессе разработки.

Основной причиной несоответствия проектного и фактического состояния разработки (уровни добычи нефти, объемы бурения и т.д.) является политическая и экономическая ситуация в стране в 1990-1993 гг. В этот период велись переговоры о создании совместного предприятия на территории месторождения Тенгиз. СП «Тенгизшевройл» начало эксплуатировать Тенгизское месторождение с 6 апреля 1993 года, к этому моменту на месторождении было задействовано 37 советских и румынских буровых станков. Специалисты отдела бурения СП «ТШО» провели консервацию всех скважин, обеспечивающую прекращение бурения и безопасность состояния скважин.

В 1990г. институтом Гипровостокнефть была сделана технико-экономическая оценка вариантов разработки месторождения Тенгиз. В отличие от технологической схемы в ней использовались двух-, трехмерные математические модели, позволяющие производить более точные расчеты. Однако принципиальные решения по осуществлению разработки не изменились.

В соответствии с технологической схемой разработку месторождения предусматривалось проводить по первому объекту на упруго-замкнутом режиме. В дальнейшем, после снижения пластового давления в залежи до давления насыщения предполагалось осуществлять разработку продуктивного пласта осуществлять на режиме растворенного газа и перевести затем под закачку воды. По второму эксплуатационному объекту заводнение не планировалось и расчет показателей был выполнен только при разработке объекта на упруго-замкнутом режиме с последующим переходом на режим растворенного газа, что было обусловлено недостаточной изученностью этого объекта. Конечный коэффициент нефтеотдачи по месторождению по расчетам составил 0,329.

В технико-экономическом обосновании вариантов разработки месторождения Тенгиз 1990 г. коэффициент нефтеизвлечения для первого эксплуатационного объекта составил 0,417. По второму эксплуатационному объекту – 0,341.

В технологической схеме приняты были следующие основные показатели разработки месторождения: проектный уровень добычи - 30 млн. тонн в год с выходом на него в 1995 году или на седьмой год после ввода месторождения в разработку. Предусмотрена равномерная квадратная сетка скважин плотностью 1000х1000 м на второй стадии разбуривания. Общий фонд, предусмотренный на весь срок разработки, - 374 скважины, в том числе 305 добывающих, 61 резервная и 8 скважин-дублеров. В первые три года (1989-1991 гг.) уровень добычи нефти должен был составить, соответственно 3002, 7507 и 11280 тысяч тонн, количество добывающих скважин должно было составить – 45, 61 и 85 единиц. Текущий дебит нефти одной добывающей скважины, соответственно должен был составить 375,9-438,1 т/сут.

По окончании периода опытно-промышленной эксплуатации в СП «Тенгизшевройл» будет разработан новый план разработки месторождения Тенгиз.

В наши дни фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 1414 м х1414 м. Местами сетка скважин уплотнена до 707 м и даже 500 м между скважинами. В настоящее время разработка месторождения ведется на режиме истощения (упруго-замкнутый режим) с фонтанным способом эксплуатации скважин. В целях повышения производительности скважин проводятся соляно-кислотные обработки скважин и кислотный разрыв пласта.

Динамика основных показателей разработки по годам приведена в таблице 4 и графически представлена на странице 41.

В период аварийного фонтанирования скважины Т-37, по оценкам института Гипровостокнефть суммарные потери нефти по залежи составили 6 млн. тонн, что учтено в государственном балансе запасов нефти Республики Казахстан. По оценкам СП «Тенгизшевройл», потери составили около 3 млн. тонн.

Добыча нефти в течение всего времени разработки практически постоянно возрастала, лишь в 1993 г. произошло резкое снижение добычи нефти. Обводненность получаемой продукции за весь период разработки равна 0. Нефтяной газ на месторождении Тенгиз не используется в чистом виде, его переработка начинается с I ступени сепарации. Продуктами переработки являются сухой газ, пропан-бутановая фракция, ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) и сера.

Сбор данных по пластовому давлению и по добыче помогает понять динамику поведения месторождения. Более того, точные прогнозы будущего потенциала добычи нефти не могут быть сделаны без изучения динамики работы коллектора.

Были построены зависимости давления от времени и от накопленной добычи нефти для первого эксплуатационного объекта. Анализ графиков показывает, что наблюдается снижение пластового давления во времени. Так по I объекту эти изменения описываются параболической зависимостью. За время разработки произошло снижение пластового давления в среднем с 81,8 МПа до 76,8 МПа, а накопленная добыча нефти составила 19247.3 тысяч тонн.

С учетом всех имеющихся замеров текущих пластовых давлений по добывающим скважинам, приведенных к абсолютной отметке 4500 м, построена карта изобар. Замечено, что скважины расположенные на периферии охватывает изобара 80 МПа, то есть снижение текущего пластового давления по этим скважинам составляет в среднем 3,6 МПа. Начальное пластовое давление составляло 83,62 МПа. В центральной части месторождения располагаются относительно небольшие локальные воронки депрессии в районе расположения скважин Т-105 и Т-11:

Р_пл.тек.= 75 МПа,

Р_пл.нач.- Р_пл.тек.= 8,6 МПа,

В районе расположения скважин Т-2, Т-1 и Т-15

Р_пл.тек.= 75 – 70 МПа,

Р_пл.нач.-Р_пл.тек.=8,6 – 13,6 МПа.

После выявления зон с различными продуктивными характеристиками, были построены зависимости пластового давления от накопленной добычи нефти для этих зон. Путем аппроксимации этих данных были получены кривые, характер падения которых предполагает разобщенность резервуара по площади. Распределение накопленного отбора нефти Q_н и соответствующее ему снижение пластового давления Р_пл по зонам отображено в таблице 4.

Таблица 4 – Распределение накопленной добычи и соответствующее снижение пластового давления по Тенгизской площади

Площадь	Qн, тысяч тонн	Рпл, МПа
Северная часть платформы	8601,739	15,75
Северный борт	6926,496	4,77
Северный склон	961,292	5,24
Южная часть платформы	631,070	4,76
Южный борт	68,169	3,20

Приведенное разделение на зоны будет пересматриваться и при необходимости уточняться в связи с созданием геостатической модели, которая будет заложена в «Проект разработки» и на базе которой должен быть выполнен пересчет запасов нефти.