Соколовское
Ельниковское
Апалихинское
П1, тыс.т.
45
-
-
45
П2, тыс.т.
34
125
-
159
П3, тыс.т.
-
-
-
-
П4, тыс.т.
181
279
-
460
К1, тыс.т.
1178
2112
-
3290
К2 + 3, тыс.т.
9366
3653
7714
20733
К4, тыс.т.
-
1985
4280
6265
Всего, тыс.т.
10804
8154
11994
30952
Всего, %
34,90
26,30
38,80
В нижнем карбоне основные запасы приурочены к пластам CIII (50,2%) и CV (28,1%) визейского яруса, причем 49,8% запасов нефти – на Соколовском поднятии, 28,3% и 21,9% - на Ельниковском и Апалихинском поднятиях, соответственно. /1/.
Распределение запасов нефти по продуктивным пластам
визейского яруса на Ельниковском месторождении
Рис.7
В среднем карбоне основные запасы промышленных категорий сосредоточены в пластах П3 подольского горизонта и пласте К4 каширского горизонта.
На 01.01.2005 года остаточные извлекаемые запасы по объектам разработки распределены : каширо-подольский - 14 845 тыс. т., визейский – 7 453 тыс. т, турнейский – 1 220 тыс. т. /1/.
Распределение запасов нефти по продуктивным пластам
каширо-подольского горизонта на Ельниковском месторождении
Рис.8
Сравнение начальных извлекаемых запасов по объектам Ельниковского месторождения с остаточными извлекаемыми запасами на 01.01.2006 г.
Рис.9
Накопленная добыча нефти по объектам на 01.01.2006 г. составила: турнейский объект - 45,0 тыс. т; визейский объект – 20928,0 тыс. т; каширо-подольский – 99,0 тыс. т. /1/.
Таблица 6
Запасы нефти по объектам
Пласт |
Категория |
Начальные запасы нефти, тыс. т |
Остаточные запасы нефти, тыс. т |
||
балансовые |
извлекаемые |
балансовые |
извлекаемые |
||
Турнейский объект |
|||||
С1 t-I |
С1 |
7830 |
1271 |
7785 |
1226 |
Визейский объект |
|||||
С-II, III, IV, V, VI |
В+С1 |
68004 |
28302 |
47076 |
7374 |
Каширо-подольский объект |
|||||
П1 +П2 +П3 +П4 + К1 +К3+2 +К4 |
С1 |
35447 |
8471 |
35365 |
8389 |
С2 |
30952 |
6463 |
30936 |
6447 |
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1. Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения
Ельниковское месторождение введено в разработку в 1977 году в соответствии с «Проектом опытно-промышленной эксплуатации Ельниковского месторождения. С 1991 года разработка ведется на основании технологической схемы, составленной УКО ТатНИПИнефть. Месторождение многопластовое, промышленная нефтеносность выявлена в турнейских, визейских (пласты С-II, С-III, C-IV, С-V и С-VI) отложениях нижнего карбона, а также в каширо-подольских отложениях (пласты К1-4, KS-V и Р1-Р4) среднего карбона. Нефти всех пластов характеризуются повышенной вязкостью. Эти объективные факторы влияют на развитие процессов разработки и отрицательно влияют на степень выработки запасов нефти.
В промышленной эксплуатации находится визейский (по существовавшей ранее номенклатуре – яснополянский) объект, и каширо-подольский объект. Турнейский объект разрабатывается единичными скважинами.
На 01.01.06 г. отобрано 21072,3 тыс. т нефти и 67287,7 тыс. т жидкости. Среднегодовая обводненность добываемой продукции составила 82,4 %. Среднесуточный дебит по нефти – 4,6 т/сут, по жидкости – 26,2 т/сут. Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,189.
Распределение добычи нефти по объектам разработки следующее: каширо-подольский – 99,4 тыс.т; визейский – 20927,7 тыс.т; турнейский – 45,2 тыс.т.
Разработка визейского объекта ведется с поддержанием пластового давления, каширо-подольского и турнейского - на естественном режиме./1/
2.2 . Технико-экплуатационная характеристика фонда скважин
На конец 2006 года по месторождению пробурено всего 615 скважин. Основной пробуренный фонд скважин приходится на визейский объект разработки. Следующим по значимости является каширо-подольский объект, весь фонд скважин этого объекта был возвращен с нижележащих объектов. В процессе разработки месторождения скважины с визейского объекта переводились и на турнейский объект, но, ввиду низких дебитов, практически, все были переведены на каширо-подольский объект.
По способу эксплуатации все скважины являются механизированными. Скважины визейского объекта оборудованы ШГН и ЭЦН, каширо-подольский объект, характеризующийся более низкими дебитами по жидкости, эксплуатируется только ШГН. Средний дебит действующих скважин по месторождению составляет: по нефти – 4,6 т/сут, по жидкости – 26,1 т/сут; средняя обводненность – 82,4%; максимальный дебит по нефти 47,0 т/сут (скв. 3782), по жидкости – 383,8 т/сут (скв. 3606). Средняя приемистость нагнетательных скважин – 59,1 м3 /сут, максимальная приемистость – 200 м3 /сут (скв. 3696 и 3702).
На основании проведенного анализа текущего состояния разработки каширо-подольского объекта следует:
1) скважины эксплуатируются с забойными давлениями значительно ниже давления насыщения;
2) при массовом переводе скважин на объект (что происходит в настоящее время) и увеличении отборов нефти без внедрения системы ППД будет происходить значительное снижение пластового давления и ухудшение условий разработки объекта;
3) высокие депрессии на пласт при эксплуатации скважин объекта, разрабатываемого на естественном режиме, могут приводить к преждевременному росту обводненности за счет подстилающей и краевой воды, а также к обводнению скважин из-за перетоков воды вдоль эксплуатационной колонны при некачественном цементировании;
4) при переводе скважин на каширо-подольский объект рекомендуется проводить раздельное исследование пластов для оценки их продуктивности и гидродинамических свойств и возможности в дальнейшем контролировать и регулировать выработку запасов.
Разработка визейского объекта осуществляется с 1977 года. В соответствии с утвержденными проектными решениями реализована площадная семиточечная система заводнения. Объект находится в III стадии разработки. Отмечается снижение количества действующих добывающих скважин, связанное с переводом на возвратные объекты, в основном – каширо-подольский. Основными видами ГТМ, поддерживающими отборы нефти, являются ОПЗ, оптимизация работы ГНО, вывод скважин из временного бездействия, РИР. Проведение ГТМ на нагнетательном фонде (пенокислотная обработка, ОПЗ полисилом и растворителем, ПГКО + УОС, ДПСКО, ИДВ, гидроимпульсная обработка, селективно-кислотное воздействие и др.) позволяет поддерживать приемистость нагнетательных скважин на необходимом уровне. Проведенный анализ текущего состояния разработки визейского объекта позволяет сделать следующие выводы:
1) состояние разработки визейского объекта оценивается удовлетворительно;
2) запроектированная система разработки реализована в проектных объемах и обеспечивает темпы нефтедобычи на уровне проектных;
3) довыработка запасов БГС эффективна, особенно пласта С-III;
4) рекомендуется проведение мероприятий по установлению наличия гидродинамической связи нагнетательных и добывающих скважин (закачка жидкостей-трассеров, гидропрослушивание).
Турнейский объект предусматривалось эксплуатировать возвратным фондом скважин. На дату составления отчета объект находится в пробной эксплуатации и эксплуатируется единичными возвратными скважинами. Всего с начала разработки в эксплуатации на этом объекте перебывало 32 скважины, из них 2 БГС, пробуренные из обводнившихся скважин визейского объекта. В связи с низкой продуктивностью большинство скважин после периода пробной эксплуатации были переведены на визейский объект. В целях получения дополнительной добычи нефти применяются вывод из бездействия и ОПЗ. На основании проведенного анализа текущего состояния разработки турнейского объекта можно сделать следующие выводы:
1) около 70 % выработанных запасов турнейского объекта приходится на небольшой купол Соколовского поднятия (скв. № 3752);
2) окончательный вывод об активности водонапорных систем сделать сложно ввиду небольшого количества специальных исследований и малого фонда скважин;
3) необходимо проведение периодических замеров пластового давления в добывающих скважинах, снятие КВД, проведение гидродинамических и специальных исследований, предусмотренных РД 153-39.0-109-01;
4) рекомендуется увеличение плотности сетки скважин путем перевода с визейского объекта и проведение многократных кислотных обработок скважин, кислотных и локальных ГРП;
5) эффективность бурения БГС оценить трудно, так как пробурено всего две скважины. В целом по Ельниковскому месторождению, при падающей базовой добыче нефти и отсутствии ввода новых скважин, отмечается поддержание уровня добычи нефти за счёт проведения ГТМ.
2.3.Анализ текущего состояния разработки Ельниковского месторождения
Сопоставление фактических показателей с проектными уровнями за 2001-2006 гг. визейскому объектам разработки приведено в табл..
Визейский объект – объект разбурен в проектных объемах и реализована площадная 7-точечная система заводнения. По состоянию на 1.01.2006 г. на визейском объекте числится 264 добывающие скважины (на 25 % меньше проектного показателя технологической схемы и на 3,6 % меньше проектного показателя последнего авторского надзора), в эксплуатации находится 222 скважин (на 33,6% и 13,9% меньше, чем по технологической схеме и авторскому надзору соответственно). Фактический фонд нагнетательных скважин составляет 197 скважин, что превышает проектный фонд технологической схемы на 8,2 % и соответствует фонду по авторскому надзору, однако действующий фонд нагнетательных скважин (120 скважин) значительно меньше проектного (на 32,6% и 37,2% соответственно). За 2004 год добыто 399,7 тыс. т нефти, что на 4,6% превышает проектный уровень технологической схемы. По состоянию на 01.01.2005 г. накопленная добыча нефти ниже проектной на 3,5% (20927,7 тыс. т против 21686 тыс. т по технологической схеме) и составляет 73,9% от НИЗ, текущий КИН составил 0,308 при утвержденном значении 0,416. В сравнении с «Авторским надзором» (2001г.) добыча нефти осуществляется более высокими темпами - за 2004 год добыто на 19,1% больше запроектированного (399,7 тыс. т против 335,5 тыс. т), при этом накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2006г. находится на уровне проектной.
Таблица 7
Сравнение проектных и фактических показателей
разработки визейского объекта
Показатели |
2001 год |
2002 год |
2003 год |
|||
Проект ТС |
Факт |
Проект ТС |
Факт |
Проект ТС |
Факт |
|
Добыча нефти всего, тыс. т |
447 |
382,4 |
424 |
369,1 |
402 |
383,5 |
Накопленная добыча нефти, тыс.т |
20478 |
19775,3 |
20902 |
20144,5 |
21304 |
20527,9 |
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. |
0,301 |
0,29 |
0,307 |
0,295 |
0,313 |
0,301 |
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, % |
1,6 |
1,4 |
1,5 |
1,3 |
1,4 |
1,4 |
Отбор от НИЗ, % |
72,4 |
69,9 |
73,9 |
71,2 |
75,3 |
72,5 |
Обводненность среднегодовая по (массе), % |
88,2 |
80,9 |
88,8 |
81,9 |
89,3 |
82,4 |
Добыча жидкости всего, тыс. т/год |
3786 |
2003,6 |
3778 |
2043,5 |
3771 |
2176,6 |
Накопленная добыча жидкости, тыс. т |
71113 |
60298,3 |
74891 |
62341,7 |
78661 |
64518,3 |
Закачка рабочего агента, тыс. м3 |
4329 |
2145.2 |
4313 |
2414 |
4298 |
2399 |
Компенсация отборов жидкости в пл. усл., % |
124 |
107,1 |
124 |
126,1 |
124 |
117,3 |
Пластовое давление, МПа |
13,9 |
13,0 |
13,9 |
13,1 |
13,9 |
13,1 |
Газовый фактор, м3 /т |
9,1 |
9,1 |
9,1 |
9,1 |
9,1 |
9,1 |
Плотность сетки добывающих и нагнет-х скв. 104 м2 /га |
15 |
17,4 |
15,2 |
17,3 |
15,3 |
17,5 |
Среднесуточный дебит одной добыв-х скважины, т/сут |
||||||
по нефти, |
3,6 |
3,8 |
3,5 |
3,9 |
3,3 |
4,2 |
по жидкости |
30,6 |
20 |
30,9 |
21,8 |
31,1 |
24 |
Среднесуточная приемистость нагнет-х скважины, м3 /сут |
66,9 |
42,7 |
67,6 |
54,8 |
68,3 |
58,8 |
Среднее давление на забоях добыв-х скважин, МПа |
5-8 |
7,1 |
5-8 |
6,7 |
5-8 |
6,2 |
Таблица 7 (продолжение)
Показатели |
2004 год |
2005 год |
2006 год |
|||
Проект ТС |
Факт |
Проект ТС |
Факт |
Проект ТС |
Факт |
|
Добыча нефти всего, тыс. т |
382 |
399,7 |
362 |
452,7 |
342 |
431,2 |
Накопленная добыча нефти, тыс.т |
21686 |
20927,7 |
22048 |
21380,4 |
22390 |
21811,7 |
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. |
0,319 |
0,308 |
0,324 |
0,314 |
0,328 |
0,321 |
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, % |
1,4 |
1,4 |
1,3 |
1,6 |
1,1 |
1,52 |
Отбор от НИЗ, % |
76,6 |
73,9 |
77,9 |
75,5 |
78,6 |
77,1 |
Обводненность среднегодовая по (массе), % |
89,9 |
83,2 |
90,3 |
82,8 |
90,8 |
84,6 |
Добыча жидкости всего, тыс. т/год |
3761 |
2381,0 |
3746 |
2637,2 |
3689 |
2805,2 |
Накопленная добыча жидкости, тыс. т |
82422 |
66898,7 |
86168 |
69535,9 |
88645 |
72341,1 |
Закачка рабочего агента, тыс. м3 |
4281 |
2402,9 |
4259 |
2662,8 |
41432 |
2862,1 |
Компенсация отборов жидкости в пл. усл., % |
124 |
107,6 |
124 |
111,6 |
124 |
113,2 |
Пластовое давление, МПа |
13,9 |
13,1 |
13,9 |
12,8 |
13,9 |
13,1 |
Газовый фактор, м3 /т |
9,1 |
9,1 |
9,1 |
9,1 |
9,1 |
9,1 |
Плотность сетки добывающих и нагнет-х скв. 104 м2 /га |
15,6 |
18,0 |
15,7 |
18,5 |
15,9 |
18,7 |
Среднесуточный дебит одной добыв-х скважины, т/сут |
||||||
по нефти, |
3,2 |
4,8 |
3 |
5,6 |
2,8 |
5,9 |
по жидкости |
31,3 |
28,3 |
31,4 |
32,5 |
30,8 |
38,1 |
Среднесуточная приемистость нагнет-х скважины, м3 /сут |
29-04-2015, 01:02 Разделы сайта |