1. Введение

В административном отношении Тенгизское месторождение расположено в Жылыойском районе Атырауской области Республики Казахстан. В географическом отношении месторождение находится в юго-восточной части Прикаспийского нефтегазоносного бассейна, одного из крупнейших на территории Казахстана, площадь которого составляет 500 000 кв. км. Тенгизское месторождение открыто в 1979 году бурением скважины Тенгиз-1. Месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную разработку в апреле 1991 года. Добыча нефти на месторождении увеличилась с 0,94 млн. тонн в год в 1993 году до 13,6 млн. тонн в год в 2005 году. Увеличение добычи произошло за счёт разработки сети выходов на мировые рынки при расширении производственных объектов и разработке дополнительной производительности скважин через комбинацию скважин КРС и завершения существующих и бурения новых скважин.

В 2001 году было завершено строительство Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) и приблизительно 0,9 млн. метрических тонн Тенгизской сырой нефти было транспортировано по нему в порт Чёрного моря (г. Новороссийск). Проводимые ТОО «Тенгизшевройл» с 1993 года исследования (бурение новых скважин, отбор и исследования керна, пластовых жидкостей, гидродинамические исследования, трёхмерная сейсморазведка методом 3D), послужили основой для создания геостатической модели Тенгизского месторождения и выполнения пересчёта запасов нефти. По состоянию на 01.05.2016 г. на месторождении пробурено 132 скважин (таблица 1). Фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 200 га/скв. Местами сетка уплотнена до 50 га/скв. Значительная площадь месторождения не охвачена разбуриванием.

Таблица 1 – Скважины, пробуренные и углубленные за период 2008-2012 гг.

В действующем фонде находятся 58 скважин, из них дающих продукцию 44 скважины, во временном простое – 14 скважин. В ликвидированном фонде находятся 14 скважин. В число пробуренных входит также наблюдательная скважина № Т-100. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 2.

Таблица 2 – Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.05.2016 г.

Все скважины эксплуатируются фонтанным способом. Распределение скважин по объектам эксплуатации выглядит следующим образом: на I эксплуатационный объект работает 51 скважина, совместно I+II объекты эксплуатируют 4 скважины и на III объект – одна скважина № Т-10. Однако при рассмотрении состояния вскрытия объектов эксплуатации в скважинах отмечается неполное вскрытие объекта I в 37 скважинах (в 11 скважинах эксплуатируется только башкирский горизонт, в 6 скважинах – серпуховский, в 3 скважинах – окский, в 12 скважинах – башкирский и серпуховский, в 5 скважинах – не вскрыт перфорацией башкирский горизонт). При этом скважины, в которых вскрыты два стратиграфических объекта, приурочены к склоновой и бортовой частям. Совместная эксплуатация нескольких горизонтов в скважинах не приводит к пропорциональному увеличению дебитов нефти, хотя и отмечается некоторое их увеличение.

Массовое разбуривание месторождения Тенгиз добывающими и нагнетательными скважинами в ближайшие годы не планируется, так как значительное наращивание добычи нефти возможно только после пуска в эксплуатацию Завода второго поколения. В настоящее время ТОО «Тенгизшевройл» осуществляет большую программу бурения оценочных скважин. К моменту составления технологической схемы разработки было пробурено 15 оценочных скважин, все они вскрыли II и даже III объекты. Рабочая программа бурения и углубления скважин, утверждённая ГКЗ РК, приведена в таблице 3.

Таблица 3 – Рабочая программа бурения и углубления скважин

Восемь нагнетательных скважин включены в первую и вторую стадии проекта закачки сырого газа (ЗСГ-1 и 2):

• ЗСГ-1 (нагнетательные скважины №№ Т-220, Т-5646 и Т-5246);
• ЗСГ-2 (нагнетательные скважины №№ Т-5044, Т-5242, Т-5444, Т-5447 и Т-5848).

Коэффициент использования фонда скважин изменялся от 0,51 (2001 г.) до 0,98 (2010 г.), в среднем составил 0,77. Коэффициент эксплуатации изменялся от 0,44 (2004 г.) до 0,89 (2011 г.) и в среднем за весь период разработки составил 0,69. Достаточно низкие средние значения коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин во многом обусловлены отключением скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.

2. Гидродинамические исследования скважин

На месторождении Тенгиз с целью контроля за разработкой проводятся два вида гидродинамических исследований:

1) исследование методом восстановления давления, осуществляемое при закрытии скважины для регистрации КВД после предшествующей её работы на одном (постоянном) режиме;

2) комплексное гидродинамическое исследование, включающее исследование методом установившихся отборов при отработке скважины на двух и более режимах и исследование неустановившейся фильтрации при последующей остановке скважины для снятия КВД.

Остановка скважин при проведении исследований по изменению статического градиента давления занимает от одной недели до четырёх недель в зависимости от свойств коллектора. Такой временной срок необходим для стабилизации пластового давления в коллекторе. Исследования, ведущиеся при помощи метода КВД, занимают от 2 до 4 недель, а промыслово-геофизические исследования идут от 5 до 7 дней.

Пластовое давление замеряется при помощи следующих методов:

1) остановка скважины до тех пор, пока пластовое давление не стабилизируется, затем проводятся исследования на предмет определения статического градиента (СГ);

2) испытание скважины при помощи метода КВД и последующий анализ кривой восстановления давления с целью оценки параметра проницаемости, строения пласта (сброс и т.д.) и пластового давления в коллекторе;

3) использование данных, считываемых с установленного в скважине стационарного глубинного манометра;

4) проведение исследований, связанных с восстановлением давления, используя при этом данные по замеру давления на устье и технологическую программу по преобразованию этих величин в величины давления на забое скважины.

Гидродинамические методы исследований (ГДИ) добывающих скважин позволяют:

• определять важнейшие фильтрационные параметры пласта и скважин – проницаемость пласта K, проводимость K*h, степень совершенства вскрытия пласта скважиной (так называемый скин-фактор);
• замерять пластовые и забойные давления;
• определять коэффициент продуктивности скважин и другие параметры;
• строить карты изобар.

На основании результатов ГДИ проводится анализ текущего состояния разработки месторождения, эти данные используются при составлении технологических документов на разработку месторождения. Особенно эффективны исследования, которые проводятся систематически. ГДИ, проводимые в настоящее время на Тенгизе, можно подразделить на 3 группы.

Первая группа исследований – исследование скважин при установившемся режиме эксплуатации. На Тенгизе этим методом исследования охвачен весь фонд скважин. Вторая группа исследований скважин – исследования при неустановившемся режиме работы скважин, метод кривых восстановления давления (КВД). Методом КВД на Тенгизе исследовано около 100 скважин и определены основные параметры, характеризующие пласт и призабойную зону скважин: проницаемость K, проводимость K*h, совершенство вскрытия пласта (скин-фактор S). Эти данные использовались при построении компьютерной гидродинамической модели нефтяной залежи месторождения Тенгиз. Важную информацию по оценке состояния призабойной зоны пласта несёт определение скин-эффекта по данным исследования скважин методом КВД.

На Тенгизе определение этого параметра имеет особенно важное значение в связи с тем, что зачастую бурение при вскрытии пласта ведётся на воде без выхода циркуляции. В этой связи шлам не выносится на поверхность и остаётся в призабойной зоне пласта, а фильтрационные свойства пласта в призабойной зоне снижаются. Удаление шлама, воды и восстановление фильтрационных свойств призабойной зоны оценивается по величине и знаку скин-эффекта. Следует отметить, что проведение солянокислотных обработок (СКО) и кислотного гидроразрыва (КГРП) резко снижает величину скин-эффекта. Высокопродуктивные скважины имеют, как правило, положительный и повышенный скин-эффект.

Третья группа исследований скважин включает методы исследования пласта по взаимодействию скважин и объектов разработки (гидропрослушивание) при возмущении однократном или многократном (метод гармонических волн). Гидродинамические исследования добывающих скважин позволяют определять не только параметры нефтяного пласта, что само по себе очень важно. В условиях трещиноватого пласта борта и крыльев необходимо выполнить специальные исследования, которые характеризовали бы поведение трещиноватого коллектора в процессе разработки, в первую очередь, при изменении пластового давления. Исследования методом установившихся отборов выполнены в большинстве случаев при двух режимах (штуцерах) с отработкой на каждом режиме 5 суток. Для исследования поведения трещиноватого коллектора необходимо исследование МУО на 4-5 режимах и получение индикаторной диаграммы в широком диапазоне забойных давлений. Если индикаторная диаграмма будет линейной, то это будет означать независимость свойств трещиноватого коллектора от изменения забойного давления; если линейность будет нарушена и индикаторная кривая будет изгибаться в сторону перепадов давления, то это будет означать смыкание трещин в призабойной зоне при низких забойных давлениях. Такие исследования рекомендуется провести по нескольким скважинам борта и крыльев.

3. Анализ исследования скважин при неустановившихся режимах (Pressure Transient Test)

Исследования на неустановившихся режимах дают наиболее полную информацию о свойствах пласта. Общая схема проведения этих исследований состоит в следующем. Создают определённое воздействие на пласт, например, изменением дебита или давления в скважине. Затем проводят наблюдение за изменением дебита или давления в некоторой точке пласта. По полученной информации определяют гидродинамические свойства исследуемого пласта. Различают 2 основных вида исследований – исследование скважин и гидропрослушивание. Исследование скважин заключается в наблюдении за изменением давления или дебита скважины во времени, вызванного изменением режима её работы. Наиболее часто проводится метод снятия кривой восстановления давления (КВД). Скважину останавливают и следят за восстановлением забойного или устьевого давления во времени. Аналогично снимаются кривые падения давления (КПД) при пуске скважины в работу.

Обсуждение ниже суммирует некоторые из интересных характеристик, наблюдаемых с помощью КВД Тестов (PTT) в зоне «Рим», зоне «Крыло» и зоне «Платформа» на Тенгизе. Есть несколько общих заключений, которые можно сделать о качестве бассейна в различных областях месторождения Тенгиз. Различия в области «Рим – Крыло» и зоны «Платформа» диктуют различное применение стратегии стимуляции скважин.

Приведём основные заключения на основе КВД тестов:

• данные по КВД в зоне «Рим – Крыло» различны от данных, полученных в зоне «Платформа»;
• зоны «Рим» и «Крыло» характеризуются чрезвычайно высокой проницаемостью. Восстановление давления, наблюдаемое относительно скважин в зоне «Рим» и «Крыло», происходит почти мгновенно после продолжительных периодов производства;
• скважины зоны «Платформа» показывают более типичное радиальное гомогенное восстановление. Проницаемость в зоне «Платформа» – умеренная от 0,2 до 8 мДарси со средним приблизительно в 2 мДарси.

Различия в построениях КВД между зоной «Рим – Крыло» и зоной «Платформа» могут быть соблюдены относительно простого измерения давления/времени в течение построения КВД. Хотя много различных кривых используются, чтобы оценить реакцию построения, значительная информация может быть получена простым построением КВД. Различия в скважинах зоны «Рим – Крыло» и зоны «Платформа» представлены на рисунках 1-3.

Рисунок 1 – Зона «Платформа» (скважина № Т-5К).

Рисунок 2 – Зона «Рим» (скважина № Т-102).

Рисунок 3 – Зона «Крыло» (скважина № Т-10).

Что является очень очевидным, анализируя рисунки 1-3, так это фундаментальное различие в начальном построения времени между скважинами зоны «Рим – Крыло» и зоны «Платформа». В скважинах зоны «Рим» и зоны «Крыло» произошло мгновенное построение кривой. Это особенно видно на рисунке 3, который хорошо показывает скважина № T-10. Хотя, кажется, что скважина всё ещё восстанавливается в конце кривой, это происходит только из-за масштаба давления на левой оси. Скважина № T-102 тоже быстро среагировала на восстановление давления, хотя есть сильное различие между забойным давлением в действующей и закрытой скважине. Это различие происходит из-за чрезвычайно сильного скин-повреждения скважины. В случае если бы скин-повреждения были бы удалены, то эта скважина не производила бы без спада и выглядела бы как скважина № T-10. В таблице 4 приведены проницаемости, полученные из тестов скважин зоны «Рим» и зоны «Крыло». Заключение анализа КВД (РТТ) по зонам «Рим – Крыло» и зоне «Платформа» рассмотрено в пунктах 3.1 и 3.2.

Таблица 4 – Проницаемости, полученные из тестов скважин зоны «Рим» и зоны «Крыло»

3.1. Зоны «Рим» и «Крыло»

• высокая проницаемость;
• быстрое восстановление давления;
• система имеет превосходную сообщаемость как вертикальную, так и горизонтальную;
• стимуляционная деятельность должна сфокусироваться на удалении повреждений;
• продолжительность тестов РТТ и SGS составляет меньше недели.

3.2. Зона «Платформа»

• низкая и средняя проницаемость;
• классическое медленное восстановление давления радиального гомогенного типа;
• медленное и среднее восстановление давления в течение значительного закрытого периода;
• ограниченный эффективный радиус влияния скважины;
• высокий скин-фактор после заканчивания;
• продолжительность тестов РТТ и SGS составляет от 1 до 2 недель;
• стимуляционная деятельность должна иметь кислотные обработки (СКО должна увеличить продуктивность скважины).

4. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов

На данном этапе геологической изученности девонской части разреза месторождения нижняя граница нефти принята условно на отметке минус 5450 м за исключением районов скважин №№ Т-47 и Т-6337. В целом все объекты образуют единую гидродинамическую систему. Наличие вертикальной гидродинамической связи между объектами через обширные трещиноватые зоны в высокопроницаемых биогермных фациях бортовой и крыльевых частях месторождения доказывается наблюдаемым падением пластового давления во II объекте на фоне незначительных объёмов добычи нефти, а также однородностью свойств нефти по всем участкам и интервалам Тенгизского месторождения. Результаты опробования в открытом стволе модульно-динамическим пластоиспытателем (MDT) в процессе проводки скважин №№ T-7252, T-5857, T-6337, T-4346 и T-6261 показали существование между объектом II (ниже зоны «Рим» – фланга объекта I) и объектом I гидродинамической связи через зоны, коллекторские свойства которых определяют трещины. Это подтверждается снижением давления в объекте II, где не было добычи вообще или где отбор нефти был незначительным и не мог повлиять на давление в районе скважин, где отмечено снижение.

Залежи нефти месторождения Тенгиз характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями. Для оценки величины начального пластового давления использовалась связь между значениями пластового давления по скважинам и глубиной, полученными по результатам обработки КВД и замеров статического градиента (SGS) на этапе геологоразведки рассматриваемого месторождения. Для построения зависимости «глубина – пластовое давление» использовались данные по давлениям на глубине замера, максимально приближённой к отметке середины интервала перфорации, чтобы при дальнейшем пересчёте через градиент давлений по скважинам к отметке середины перфорационного интервала ошибка за счёт поправки была минимальной. Начальное пластовое давление при градиенте вертикального давления 0,0183 МПа/м на глубине минус 4500 м составляет 82,35 МПа.

Пластовая температура на глубине минус 4500 м принята равной 109,4 °С по результатам обработки зависимости «глубина – температура». Величина геотермического градиента, полученная в результате термометрических исследований, осуществляемых совместно с замерами начального пластового давления, составила 1,86 °С/100 м. Исходя из аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, наличия низкопоровых коллекторов в подошвенной части резервуара, а также учитывая очень слабые притоки пластовой воды из нижней части разреза, разработку месторождения предполагается осуществлять на упруго-замкнутом режиме. На месторождении Тенгиз с целью контроля за разработкой проводятся гидродинамические исследования, а именно:

• исследование методом восстановления давления, осуществляемое при закрытии скважины для регистрации КВД после предшествующей её работы на одном (постоянном) режиме;
• комплексное гидродинамическое исследование, включающее исследование методом установившихся отборов при отработке скважины на двух и более режимах и исследование неустановившейся фильтрации при последующей остановке скважины для снятия КВД;
• исследование интерференции между парами скважин.

На дату выполнения настоящей работы гидродинамические исследования на месторождении Тенгиз проводились в 68 скважинах. При этом получить результаты удалось по 60 скважинам, 53 из которых, согласно предложенной в проекте опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз схеме разделения залежей нефти на объекты, по добывным возможностям относятся к I объекту, одна скважина (№ Т-10) – к III объекту и 6 скважин совместно эксплуатируют I и II объекты. Общий объём проведённых исследований по I объекту составил 127 определений различных параметров пластовой системы, 2 исследования по III объекту и 7 исследований по совместно эксплуатируемым скважинам.

Специалистами ТОО «Тенгизшевройл» в 1999 году была разработана методика с использованием электронных приборов типа «Scada» или «Hyperlogger», которая позволяет проводить замеры режимных рабочих давлений и регистрации кривых восстановления давления на устье скважин и пересчёта полученных давлений на забой. Данная методика позволила ТОО «Тенгизшевройл», во-первых, избежать влияния неблагоприятных факторов, воздействующих на измерительные приборы в пластовых условиях и, во-вторых, сократить время и средства, затрачиваемые на проведение исследования.

В течение 2010-2011 гг. только в семи скважинах осуществлены гидродинамические исследования с замером давления на забое с помощью приборов EMS-770 и PSP (скважины №№ Т-5к, Т-42, Т-103, Т-419, Т-463, Т-5050 и Т-5056), остальные исследования проведены на устье, хотя общеизвестно, что данные, полученные в результате глубинных исследований, отражают фактическое состояние скважины. Результаты сопоставления исследований, выполненных при помощи «Hyperlogger» с результатами глубинных замеров по скважинам, представлены в работе. Поэтому в дальнейшем необходимо продолжить исследовательские работы с целью подтверждения применимости методики Hyperlogger (проверка идентичности замеренного и пересчитанного давлений), которые позволят избежать существенных ошибок в определении основных пластовых параметров и при оценке энергетического состояния залежи. И в скважинах, где выполнены только устьевые исследования (№№ Т-105, Т-11, Т-40, Т-43 и Т-318), необходимо наряду с устьевыми исследованиями проводить также и глубинные замеры при последовательном чередовании исследований на устье и на забое.

Работы по интерпретации КВД в скважинах велись ТОО «Тенгизшевройл» с использованием программы «Pan system». В большинстве исследований необходимо отметить совпадение выбранных моделей скважины, пласта, границ и хорошую сходимость результатов обработок. В процессе интерпретации, основываясь на поведении кривой производной от давления, построенной в дважды логарифмических координатах (log-log) и учитывая особенности строения Тенгизского коллектора, для каждого исследования выбраны наиболее вероятные модели скважины, резервуара, границ, характеризующие соответственно прискважинную зону, удалённую зону и границы пласта.

Характер поведения кривой производной от давления на конечном участке в одних исследованиях указывает на отсутствие каких-либо границ (возможно границы не зафиксированы импульсом давления), то есть - на бесконечное распространение пласта в горизонтальной плоскости, в других – на наличие в пласте на определённом расстоянии (L) от скважины линейной границы, которая является либо тектоническим нарушением, либо низкопроницаемой зоной с резким ухудшением фильтрационных характеристик коллектора. Полученные значения скин-фактора от (– 6.5) до (– 1.1) говорят об улучшенном состоянии призабойной зоны скважин №№ Т-11, Т-12, Т-40, Т-103, Т-117, Т-124 и Т-318. При наличии трещин в прискважинной зоне проявление скин-эффекта незначительное (Smax =0,806).

Высокое значение скин-фактора, свидетельствующее о существенном загрязнении прискважинной зоны, получено для скважин №№ Т-4, Т-5к, Т-9, Т-102 и Т-106. Эти скважины являются первоочередными кандидатами на проведение мероприятий по интенсификации притока (СКО, КГРП). Динамика гидродинамических исследований выявила изменение таких параметров, как проводимость, проницаемость, скин-фактор, коэффициент продуктивности.

Изменение продуктивных и ёмкостно-фильтрационных характеристик пласта в скважинах вызвано:

• проведением мероприятий по дополнительной перфорации продуктивных горизонтов;
• проведением мероприятий по интенсификации притока в скважину (СКО, КГРП).

В 2010-2011 гг. было проведено гидропрослушивание между двумя парами скважин №№ Т-102 и Т-7; Т-103 и Т-1к для установления гидродинамической связи ними и для оценки основных пластовых характеристик, таких как проводимость, проницаемость, пьезопроводность. В комплексе с ними в возмущающих скважинах проводили исследования методом установившихся отборов.

Недостаточная охваченность гидродинамическими исследованиями скважин, дренирующих II объект как самостоятельно, так и совместно с I объектом, отрицательно сказывается на точности определения осредненных параметров для условий II объекта, и, несомненно, требуется дальнейшее углубленное изучение для уточнения параметров пластовой системы и повышения представительности гидродинамической модели месторождения. В связи с этим при настоящем анализе всей имеющейся базы гидродинамических исследований результаты представлены в целом для Тенгизского месторождения.

Наиболее распространенной для условий данного резервуара является схема проведения гидродинамических исследований, при которой первоначально осуществляется испытание методом установившихся отборов (МУО) при работе скважины на двух режимах (штуцерах) с отработкой на каждом режиме 5 суток. После этого скважина останавливается на 30 суток для исследования методом восстановления давления со снятием кривой восстановления давления (КВД). При этом достоверность получаемой информации по емкостно-фильтрационной характеристике коллектора повышается с увеличением числа режимов при проведении исследований МУО. Особенностью проведения гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз на нестационарных режимах является остановка скважин на снятие КВД на 2 недели для скважин платформы и на 1 неделю для скважин склона и борта. При этом фактическое время на снятие КВД колебалось от 9 до 180 часов. Наиболее представительные результаты гидродинамических исследований скважин месторождения Тенгиз представлены в таблице 5.

Таблица 5 – Результаты исследования скважин и пластов

При разделении залежей нефти по фациальным зонам объём представительных исследований параметров пластовой системы распределился следующим образом. Различие характеристики дебитов скважин по фациальным зонам объясняется их емкостными и фильтрационными свойствами, которые для различных фациальных зон существенно отличаются. В таблице 6 приведена сравнительная характеристика толщин подобъектов I объекта в различных фациальных зонах. Как видно из таблицы, толщины подобъектов резко отличаются при переходе из зоны в зону.

Таблица 6 – Усреднённая характеристика толщин подобъектов I объекта в различных фациальных зонах

Для оценки параметров коллектора в различных фациальных зонах была проанализирована выборка гидродинамических исследований, выполненных по скважинам месторождения Тенгиз за период разведки и разработки. Такие параметры как проницаемость, гидропроводность и продуктивность скважин (параметр удельной продуктивности скважины не исследовался, так как в него вносится некоторая доля условности при использовании работающей мощности по РLТ) усреднялись для максимальных и минимальных значений по группам скважин, попавших в те или иные фациальные зоны. Результаты обработки приведены в таблице 7.

Таблица 7 – Фильтрационная характеристика пласта и скважин по данным гидродинамических исследований

4.1. Участок «Платформа»

Проницаемость оценивалась по 23 скважинам с диапазоном от 0,00059 до 0,1055 мкм² при среднем значении 0,0027 мкм². Средняя величина гидропроводности составила 1274 (м³ *10^-12)/(Па*с) (23 определения). Коэффициент продуктивности на последнюю дату определялся по 27 скважинам, средняя величина которого при этом принята равной 0,41 тонн/сут./МПа.

4.2. Участок «Борт»

Среднее значение фильтрационной характеристики по результатам 11 определений равняется 0,0307 мкм². Величина гидропроводности менялась от 788 до 35343 (м³ *10^-12)/(Па*с)  при среднем значении 12893 (м³ *10^-12)/(Па*с) (11 определений). Коэффициент продуктивности по результатам исследований варьировался от 0,118 до 5,6 (тонн/сут.)/МПа при среднем значении 1,92 (тонн/сут.)/ МПа (20 определений).

4.3. Участок «Склон»

Наименее изученным по результатам гидродинамических исследований является данная фациальная зона – 5 определений проницаемости, средняя величина которой составляет 0,4382 мкм²; 5 определений гидропроводности, изменяющейся от 1083 до 316160 (м³ *10^-12)/(Па*с) при среднем значении 81401 (м³ *10^-12)/(Па*с). Максимальное значение гидропроводности отмечено по скважине № Т-10. Очевидно, что при такой гидропроводности величина продуктивности по данной зоне превышает аналогичную характеристику других фациальных областей. По результатам 11 определений среднее значение коэффициента продуктивности для условий склоновой части месторождения составило 3,13 тонн/сут./МПа при разбросе значений от 0,06 до 14,95 тонн/сут./МПа.

Гидродинамические исследования скважин на стационарных и нестационарных режимах входят в обязательный комплекс промысловых исследований и должны проводиться в объёме, предусмотренном Технологической схемой.

На 01.01.2017 г. гидродинамические исследования на Тенгизском месторождении проведены в полном объёме, предусмотренном в Технологической схеме. В течение 2015-2016 гг. с целью оценки продуктивных и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта и состояния призабойной зоны были проведены 56 гидродинамических исследований, из них 12 исследований методом анализа КВД (PTT) и гидропрослушивания (SGI); 16 исследований по определению профиля притока (PLT) в 2015 году, 4 исследования PTT и 24 PLT – в 2016 году. Также были проведены замеры статического градиента давления и температуры (ЗСГ) на забоях скважин. В 2015 году 28 замеров и 22 замера в 2016 году. Для этих замеров использовались глубинные приборы компании «Schlumberger» и стационарные глубинные манометры. Также с помощью стационарных глубинных манометров ТОО «Тенгизшевройл» ведёт мониторинг динамического забойного давления по времени в 34 скважинах. Эти приборы также позволяют записать КВД во время незапланированных остановок скважин. В дополнение к гидродинамическим исследованиям ТОО «Тенгизшевройл» провёл 34 каротажных работы по определению пористости и насыщенности коллектора, из них 11 работ в 2015 году и 23 работ в 2016 году. В 2016 году проведены работы по отбору глубинных проб пластовой жидкости в 3 скважинах с целью сравнения физико-химических свойств флюида. В таблицах 8 и 9 приведено количество проведённых исследований по годам. Результаты гидродинамических исследований приведены в таблицах 10 и 11. Полученные параметры ФЕС месторождения варьируют в пределах значений, приведённых в Технологической схеме и Анализе разработки. По результатам проведённых гидродинамических исследований были определены скважины кандидаты на проведение СКО для улучшения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта. Для получения большего объёма информации о продуктивности скважин и фильтрационно-емкостных свойствах пластов-коллекторов комплекс гидродинамических исследований необходимо продолжить и проводить во всех скважинах в соответствии с рекомендациями Технологической схемы и «Единых правил разработки …».

Таблица 8 – Промыслово-гидродинамические исследования, проведённые в 2015 году

Таблица 9 – Промыслово-гидродинамические исследования, проведённые в 2016 году

Таблица 10 – Результаты гидродинамических исследований за 2015-2016 гг. методом КВД (РТТ)

Таблица 11 – Результаты гидродинамических исследований в скважинах, исследованных на гидропрослушивание

5. Анализ выполнения мероприятий по контролю за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин, скважинного оборудования

Одним из важных методов, используемых при контроле за разработкой месторождения Тенгиз, являются гидродинамические исследования с использованием комбинированного прибора PLT фирмы «Schlumberger», содержащего датчики для одновременного замера в скважине температуры, давления, плотности и диэлектрических свойств флюида, скорости кабеля, естественной радиоактивности, укомплектованного расходомером и локатором муфт. В некоторых скважинах, эксплуатирующихся открытым стволом, для учёта влияния изменения диаметра скважины на показания расходомера проводятся замеры каверномером.

Интерпретация данных PLT исследований проводится с помощью программы «Emeraude». Основной задачей, решаемой PLT, является выделение интервалов притока, расчёт зональных дебитов, определение профиля притока, характера флюида, поступающего в скважину. Выделение работающих интервалов осуществляют на основании показаний расходомера, рассчитанной второй производной температуры и показаний других методов. Исследования PLT проводят в режиме остановленной скважины (статический) и в работающей скважине (динамический) при разных скоростях проходки приборов вниз и вверх, а также замеры при стоянке приборов на точках. В результате исследований получают следующие параметры: давление, температуру, плотность флюида, скорость вертушки, скорость записи, диаметр скважины, объём воды в потоке.

В течение 2015-2016 гг. исследования PLT выполнены в 38 скважинах. В таблице 12 приведены результаты по оценке долевого участия в общей добыче стратиграфических горизонтов по данным PLT за 2015-2016 гг. Кроме того, по материалам, предоставленным заказчиком, составлена таблица результатов исследований PLT, в которой отмечены даты и интервалы исследований, работающие толщины, объём притока в долях от общего потока в этих интервалах. Рассчитаны коэффициенты охвата выработкой как отношение суммарных работающих толщин ко всей толщине вскрытых эксплуатационных интервалов. В таблицах 13 и 14 приведены средние значения и диапазоны изменения коэффициентов охвата выработкой вскрытых для эксплуатации интервалов по объектам и по участкам месторождения.

Таблица 12 – Долевое участие в общей добыче стратиграфических горизонтов по данным PLT 2015-2016 гг.

Таблица 13 – Средние значения и диапазоны изменения К_охв по объектам разработки

Таблица 14 – Средние значения и диапазоны изменения К_охв по участкам месторождения

6. Выводы

На основании анализа имеющихся материалов по интерпретации PLT можно сделать следующие выводы:

• наиболее высокими коэффициентами охвата выработкой К_охв (более 0,5) характеризуются пять скважин (№№ Т-105, Т-123, Т-124, Т-21 и Т-220), расположенные на платформе и эксплуатирующие I объект и три бортовые скважины (№№ Т-4748 и Т-6), эксплуатирующие I+II объект, и скважина № Т-104, эксплуатирующая I объект;
• из платформенных скважин наименьшими К_охв (до 0,12) характеризуются скважины №№ Т-116, Т-117 и Т-29, из бортовых – скважины №№ Т-4, Т-6743, Т-7450 и Т-6457, из склоновых – скважины №№ Т-5632, Т-4629, Т-42 и Т-5963;
• в целом наиболее высокими коэффициентами охвата выработкой К_охв, рассчитанными по данным PLT, характеризуются I и I+II объекты, соответственно, 0,36 и 0,29 (таблица 13);
• скважины, расположенные на платформе и борте, также характеризуются более высокими средними значениями (К_охв = 0,42 и 0,26) по сравнению со скважинами, расположенными на склоне (таблица 14).

1. Proekt opytno-promyshlennoj ehkspluatacii mestorozhdeniya Tengiz Alma-Ata SP Tengizshevrojl 2015
2. Kompleksnaya skhema ohrany prirody pri osvoenii neftyanyh i gazovyh mestorozhdenij v Zapad-nom Kazahstane korrektirovka Tom 1 Pokazateli dobychi nefti po mestorozhdeniyam EHmbinskogo i Mahambet-skogo rajonov Ohrana okruzhayushchej sredy pri stroitelstve skvazhin Alma-Ata 2009
3. Ocenka urovnya zagryazneniya komponentov okruzhayushchej sredy toksichnymi veshchestvami othodov proizvodstva i raschyot limitov ih razmeshcheniya na 2015 g dlya SP Tengizshevrojl EH-koproekt Almaty 2016
4. Bulatov A I Voloshchenko E YU Kusov G V Savenok O V EHkologiya pri stroitelstve neftyanyh i gazovyh skvazhin uchebnoe posobie dlya studentov vuzov Krasnodar OOO Prosveshchenie - YUg 2011 603 s
5. Harakteristika mestorozhdeniya Tengiz EHlektronnyj resurs Rezhim dostupa http://knowledge.allbest.ru/manufacture/3c0b65625b2ac78a4d43b89521206d26_0.html
6. Petrushin E O Savenok O V Arutyunyan A S Analiz sovremen-nyh tekhnologij interpretacii rezulta-tov gidrodinamicheskih issle-dovanij gorizontalnyh skvazhin Gornyj informacionno-analiticheskij byulleten nauchno-tekhnicheskij zhurnal M Izdatelstvo Gornaya kniga 2015 10 S 397-405
7. Petrushin E O Savenok O V Arutyunyan A S Razrabotka matematicheskoj modeli izmeneniya dav-leniya v processe issledovaniya gorizontalnyh skvazhin Nauchno-tekhnicheskij zhurnal Inzhener-neftyanik M Izdatelstvo OOO Aj Di EHs Drilling 2015 3 2015 S 44-48
8. Petrushin E O Arutyunyan A S Opredelenie vliyaniya geologicheskih i tekhnologicheskih faktorov na proizvoditelnost gorizontalnyh skvazhin na primere morskogo neftyanogo mestorozhdeniya Kravcovskoe D-6 Nauchnyj zhurnal NAUKA TEKHNIKA TEKHNOLOGII politekhnicheskij vestnik Krasnodar OOO Izdatelskij Dom YUg 2015 3 S 81-99 Rezhim dostupa http www id-yug com images id-yug SET 2015 3 Petrushin-Arutunyan-2-81-99 pdf
9. Petrushin E O Savenok O V Arutyunyan A S Interpretaciya rezultatov ispytaniya gorizontalnyh skvazhin i analiz poluchennyh dannyh na primere Pamyatno-Sasovskogo neftyanogo mestorozhde-niya Volgogradskoj oblasti Nauchno-tekhnicheskij zhurnal Inzhener-neftyanik M Izdatelstvo OOO Aj Di EHs Drilling 2015 4 2015 S 34-44
Rezhim dostupa http://elibrary.ru/item.asp?id=25201785
10. Petrushin E O Savenok O V Arutyunyan A S Razrabotka metodiki opredeleniya parametrov plasta po dannym issledovaniya gorizontalnyh skvazhin i ocenka primenimosti poluchennyh dannyh Nauchno-tekhnicheskij zhurnal Stroitelstvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more M VNIIOEHNG 2016 1 S 43-47
11. Savenok O V Petrushin E O Arutyunyan A S Analiz sushchest-vuyushchih metodov opredeleniya parametrov plasta po dannym gidrodinamicheskih issledovanij gorizontalnyh skvazhin Nauchno-tekhnicheskij zhurnal Neftepromyslovoe delo M VNIIOEHNG 2016 4 S 23-28
12. Petrushin E O Savenok O V Arutyunyan A S Analiz primeneniya metodiki opredeleniya parame-trov plasta po dannym issledovaniya gorizontalnyh skvazhin eyo osobennosti i novye vozmozhnosti Nauchno-tekhnicheskij zhurnal Nauka i tekhnika v gazovoj promyshlennosti M Izdatelstvo OAO Gazprom promgaz 2016 2 2016 S 47-58
13. Petrushin E O Arutyunyan A S Sezar Linu Andre Ganga Ivanov Adrianu Tabita Analiz gidrodina-micheskih issledovanij skvazhin na Urengojskom neftegazokondensatnom mestorozhdenii Nauchnyj zhurnal NAUKA TEKHNIKA TEKHNOLOGII politekhnicheskij vestnik Krasnodar OOO Iz-datelskij Dom YUg 2017 1 S 51-76 Rezhim dostupa http id-yug com images id-yug SET 2017 1 2017-1-51-76 pdf
14. Petrushin E O Arutyunyan A S Abdulsalam Mustafa CHukvuemeka Agustin Okechukvu Analiz primeneniya metodiki opredeleniya parametrov plasta po dannym issledovaniya gorizontalnyh skvazhin dlya resheniya prakticheskih zadach Nauchnyj zhurnal NAUKA TEKHNIKA TEKHNO-LOGII politekhnicheskij vestnik Krasnodar OOO Izdatelskij Dom YUg 2017 1 S 77-88 Rezhim dostupa http id-yug com images id-yug SET 2017 1 2017-1-77-88 pdf
15. Petrushin E O Arutyunyan A S Leshkovich N M Diagnostika gazovoj skvazhiny po rezultatam gi-drodinamicheskih issledovanij pri ustanovivshejsya filtracii Bulatovskie chteniya materialy I Mezh-dunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii 31 marta 2017 goda v 5 tomah sbornik statej [pod obshch red d-ra tekhn nauk prof O V Savenok] Krasnodar Izdatelskij Dom YUg 2017 T 2 Razra-botka neftyanyh i gazovyh mestorozhdenij S 215-226 Rezhim dostupa http www id-yug com im-ages id-yug Bulatov 2017 2 PDF 2017-V2-215-226 pdf
16. SHalskaya S V Savenok O V Petrushin E O Interpretaciya rezultatov gidrodinamicheskih issledo-vanij metodicheskie ukazaniya k prakticheskim zanyatiyam po discipline Interpretaciya rezultatov gidrodinamicheskih issledovanij dlya studentov-bakalavrov vsekh form obucheniya i MIPPS na-pravleniya podgotovki 21 03 01 Neftegazovoe delo profil EHkspluataciya i obsluzhivanie obektov dobychi nefti Krasnodar OOO Izdatelskij Dom YUg 2015 44 s
17. Popov V V Tretyak A YA Savenok O V Kusov G V SHvec V V Geofizicheskie issledovaniya i raboty v skvazhinah uchebnoe posobie Novocherkassk Izdatelstvo Lik 2017 326 s
18. Savenok O V SHalskaya S V Arutyunyan A S Interpretaciya rezultatov gidrodinamicheskih issle-dovanij uchebnoe posobie Krasnodar Izd FGBOU VO KubGTU 2017
19. Bulatov A I Savenok O V Kapitalnyj podzemnyj remont neftyanyh i gazovyh skvazhin v 4 tomah Krasnodar OOO Izdatelskij Dom YUg 2012-2015 T 1-4
20. Bulatov A I Savenok O V Praktikum po discipline Zakanchivanie neftyanyh i gazovyh skvazhin v 4 tomah uchebnoe posobie Krasnodar OOO Izdatelskij Dom YUg 2013-2014 T 1-4

Petrushin Evgeniy Olegovich, Arutyunyan Ashot Straevich, Habineza Felix DETERMINATION OF THE EFFECTIVENESS OF THE USE OF HYDRODYNAMIC STUDIES OF WELLS IN THE TENGIZ FIELD // Вестник студенческой науки кафедры информационных систем и программирования. – 2017. – № 02;
URL: vsn.esrae.ru/en/2-7 (Date Access: 20.06.2025).

Today: 2850 | Week: 2850 | Total: 4017

Comments (0)