Выводы к разделу 1
Выполнен анализ условия разработки Черновского месторождения. Результаты анализа показали, что Черновское нефтяное месторождение находится на территории Воткинского и Шарканского районов Удмуртской Республики, на последней стадии разработки. Отложения турнейского яруса представлены малевским, упинским и черепетским горизонтами. Отложения малевско-упинского возраста подвержено локальный подбобриковским размывом толщины, горизонты не выдержаны, отложения черепецкого характеризуются высокой степенью переслаемости, отложения подвержены локальным размывам, толщины не выдержаны, тип коллектора карбонатный трещинно-поровый, характеризуется высоким коэффициентом песчанистости 0,728, коэффициент расчлененности 3,5, тип залежи пластов- сводный, свойства пластовой нефти турнейских залежей характеризуются высокой динамической вязкостью – 98,4 мПа•с, объемный коэффициент – 1,017, газосодержание - 7,0 м3/т, нефти сернистые – 2,8, содержание парафина – 2,5. В целом, пластовые нефти Черновского месторождения характеризуются повышенной вязкостью (> 10 мПа×с) (средний карбон), высоковязкие (> 30 мПа×с) (нижний карбон) и средние по плотности в пластовых условиях (< 0,890 г/см3).
Особенность Черновского месторождения состоят в его многокупольности, тонкослоистости продуктивного разреза, многопластовости, разнотипности вмещающих пород-коллекторов и наличием зон замещающих коллекторов.
Черновское месторождение является многопластовым, по величине запасов относится к мелким.
Вследствие высокой проницаемости 0,454 мкм2 наблюдается рост обводненности 27,0 % (2001г.) – 83,5% (2011г.). Для увеличения КИН и уменьшения обводненности планируется:
- на турнейском объекте – заложение двух горизонтальных стволов и зарезку трех боковых горизонтальных стволов вблизи ВНК (т.к. у вертикальных скважин перфорация там естественно не проводилась)
- усиление системы заводнения верейского, башкирского и визейского объектов путем дополнительного ввода нагнетательных скважин, увеличение охвата разработкой слабодренируемых зон за счет бурения боковых стволов; перевода скважин на выше и нижележащие объекты.
2. Технологический раздел
1.5 Характеристика фонда скважин
Черновское месторождение введено в разработку в 1986 году визейским объектом. Промышленная нефтеносность установлена в отложениях среднего карбона – каширского и верейского горизонтов, башкирского яруса и в отложениях нижнего карбона – визейского и турнейского ярусов.
Согласно действующему документу проектный фонд скважин за весь срок разработки по месторождению составляет 132 скважины, из которых 106 добывающих и 26 нагнетательных. К бурению предложено и утверждено (протокол № ПС-03-31/955 от 12.02.2007 года) 10 добывающих скважин.
На месторождении по состоянию на 01.01.2012 г. на балансе по месторождению в эксплуатационном фонде числятся 125 скважин, из них в добывающем фонде 103 скважины и в нагнетательном – 22. Проектный фонд реализован на 95 %, осталось к бурению семь скважин, в том числе три добывающих и четыре нагнетательных.
Характеристика фонда скважин Черновского месторождения по состоянию на 01.01.2012 г. приведена на рисунке 4.1 и в таблице 4.1.
В добывающем фонде пробурено 122 скважины, из которых в эксплуатационном фонде числится 103 скважины (в том числе действующих на нефть – 98, бездействующих – 5) и 19 переведены под закачку.
В нагнетательном фонде числится 22 скважины, из которых пробурено три и 19 переведены из добывающих. Под закачкой находится 13 скважин, девять – в бездействии.
В фонде специальных скважин числится шесть водозаборных скважин.
На Черновском месторождении числится 10 добывающих скважин, эксплуатирующие совместно объекты верейского и башкирского горизонта.
Рисунок 1.5. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2012 г. Черновское месторождение
Таблица 1.5. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2012 г. Черновское месторождение
Наиме-нование |
Характеристика фонда скважин |
Объект |
В целом по место-рождению |
||||
Верей |
Башкир |
Верей+ Башкир |
Визей |
Турней |
|||
Фонд добы-вающих скважин |
Пробурено |
38 |
42 |
90 (10) |
25 |
7 |
122 |
Возвращено с других горизонтов |
|
|
|
|
|
|
|
Всего, в т.ч. |
29 |
33 |
72 (10) |
24 |
7 |
103 |
|
Действующие |
26 |
32 |
68 (10) |
23 |
7 |
98 |
|
из них: фонтанные |
|
|
|
|
|
|
|
ЭЦН |
3 |
1 |
5 (1) |
9 |
1 |
15 |
|
ШГН |
23 |
31 |
63 (9) |
14 |
6 |
83 |
|
Бездействующие |
3 |
1 |
4 |
1 |
|
5 |
|
в освоении после бурения |
|
|
|
|
|
|
|
в консервации |
|
|
|
|
|
|
|
Наблюдательные |
|
|
|
|
|
|
|
Пьезометрические |
|
|
|
|
|
|
|
переведены под закачку |
9 |
9 |
18 |
1 |
|
19 |
|
переведены на другие горизонты |
|
|
|
|
|
|
|
в ожидании ликвидации |
|
|
|
|
|
|
|
Ликвидированные |
|
|
|
|
|
|
|
Фонд нагнета-тельных скважин |
Пробурено |
1 |
1 |
2 |
1 |
|
3 |
Возвращено с других горизонтов |
|
|
|
|
|
|
|
Переведены из добывающих |
9 |
9 |
18 |
1 |
|
19 |
|
Всего, в т.ч. |
|
|
|
|
|
|
|
Под закачкой |
2 |
10 |
12 |
1 |
|
13 |
|
Бездействующие |
8 |
|
8 |
1 |
|
9 |
|
в освоении после бурения |
|
|
|
|
|
|
|
в консервации |
|
|
|
|
|
|
|
в отработке на нефть |
|
|
|
|
|
|
|
Пьезометрические |
|
|
|
|
|
|
|
в ожидании ликвидации |
|
|
|
|
|
|
|
Ликвидированные |
|
|
|
|
|
|
|
Фонд специ-альных скважин |
Водозаборных пробурено |
|
|
|
|
|
6 |
В освоении |
|
|
|
|
|
|
|
Ликвидированные |
|
|
|
|
|
4 |
|
Всего пробурено |
39 |
43 |
92 (10) |
26 |
7 |
135 |
|
Добывающий фонд.
В эксплуатационном фонде числится 103 скважины, из них действующий добывающий фонд – 98 скважин, в бездействующем фонде находится 5 скважин. Все скважины механизированы.
Распределение скважин действующего фонда по дебитам жидкости и обводненности приведено в таблице 1.6.
Малодебитный фонд по жидкости (менее 5 т/сут) состоит из 19 скважин или 20 % действующего фонда месторождения. С дебитами нефти от 5 до 10 т/сут работают 17 скважин (17 %), с дебитами от 10 до 20 т/сут работают 33 скважины (34 %), от 20 т/сут до 40 т/сут работают 19 скважин (19 %), от 40 т/сут до 60 т/сут – шесть скважин (6 %), более 60 т/сут – четыре скважины (4 %).
Таблица 1.6. – Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 01.01.2012 г. Черновское месторождение
Дебит жидкости, т/сут |
Способ экспл. |
Обводненность, % |
Итого, шт |
||||||
0 - 5 |
5-20 |
20 - 50 |
50 - 70 |
70 - 90 |
90 - 95 |
>95 |
|||
0 – 5 |
ЭЦН |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
ШГН |
2 |
3 |
3 |
5 |
4 |
2 |
0 |
19 |
|
5-10 |
ЭЦН |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
ШГН |
2 |
2 |
5 |
4 |
4 |
0 |
0 |
17 |
|
10-20 |
ЭЦН |
0 |
0 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
ШГН |
1 |
3 |
14 |
5 |
7 |
1 |
1 |
32 |
|
20 – 40 |
ЭЦН |
0 |
0 |
1 |
2 |
1 |
0 |
1 |
5 |
ШГН |
0 |
2 |
3 |
2 |
3 |
2 |
2 |
14 |
|
40 – 60 |
ЭЦН |
0 |
1 |
0 |
0 |
3 |
0 |
1 |
5 |
ШГН |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
0 |
1 |
|
60 – 80 |
ЭЦН |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
ШГН |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
>80 |
ЭЦН |
0 |
0 |
0 |
0 |
2 |
2 |
0 |
4 |
ШГН |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
Итого, шт |
5 |
11 |
27 |
18 |
24 |
8 |
5 |
98 |
|
Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности приведено в таблице 1.7.
Малодебитный фонд по нефти (менее 2 т/сут) состоит из 25 скважин или 26 % действующего фонда месторождения. С дебитами нефти от 2 до 5 т/сут работают 23 скважины (23 %), с дебитами от 5 до 10 т/сут работают 26 скважин (27 %), от 10 т/сут до 20 т/сут работают 22 скважины (22 %), от 20 т/сут до 30 т/сут – одна скважина (1 %), более 30 т/сут – одна скважина (1 %).
Таблица 1.7. – Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2012 г. Черновское месторождение
Дебит нефти, т/сут |
Способ экспл. |
Обводненность, % |
Итого, шт |
||||||
0 – 5 |
5-20 |
20 - 50 |
50 - 70 |
70 - 90 |
90 - 95 |
>95 |
|||
0-2 |
ЭЦН |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
2 |
2 |
ШГН |
1 |
1 |
1 |
4 |
9 |
4 |
3 |
23 |
|
2-5 |
ЭЦН |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
0 |
0 |
1 |
ШГН |
1 |
2 |
3 |
7 |
7 |
2 |
0 |
22 |
|
5-10 |
ЭЦН |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
0 |
1 |
ШГН |
2 |
3 |
13 |
5 |
2 |
0 |
0 |
25 |
|
10-20 |
ЭЦН |
0 |
0 |
2 |
2 |
5 |
1 |
0 |
10 |
ШГН |
1 |
3 |
8 |
0 |
0 |
0 |
0 |
12 |
|
20-30 |
ЭЦН |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
ШГН |
0 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
|
>30 |
ЭЦН |
0 |
1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
ШГН |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
Итого, шт |
5 |
11 |
27 |
18 |
24 |
8 |
5 |
98 |
|
В целом по месторождению текущая обводненность составляет 66.1 % и распределяется следующим образом – 5 скважин (5 %) скважины работают с обводненностью менее 5 %; 11 скважин (11 %) эксплуатируются с обводненностью продукции от 5 до 20 %; 27 скважин (28 %) эксплуатируются с обводненностью продукции от 20 до 50%, от 50 % до 70 % – 18 скважин (18 %), от 70 % до 90 % – 24 скважины (25 %), 90 % до 95 % – 8 скважин (8 %), с обводненностью свыше 95 % работают 5 скважин или 5 % от общего фонда.
Коэффициент использования добывающего фонда составляет 0.951 доли ед., коэффициент эксплуатации составляет 0.997 доли ед.
Нагнетательный фонд.
По состоянию на 01.01.2012 года в нагнетательном фонде числится 22 скважины, из них 13 скважин под закачкой и девять скважин – в бездействии.
Скважины характеризуются текущей приемистостью от 26.4 м3/сут. (№ 158, объект башкирский) до 150.4 м3/сут (№ 204, башкирский объект).
В среднем среднегодовая приемистость по скважинам составляет 85.1 м3/сут по этим же скважинам. Среднегодовая компенсация составляет 125.6 %.
Коэффициент использования нагнетательного фонда составляет 0.591 доли ед., коэффициент эксплуатации действующих нагнетательных скважин составляет 0.920 доли ед.
Показатели работы новых добывающих скважин.
За период 2007 – 2011 гг. для добычи нефти из эксплуатационного бурения введены две новые скважины, что на восемь скважин меньше относительно заложенных в действующем проектном документе (10 ед.).
Новые скважины переведены на механизированную добычу. Показатели работы скважин, введенных в эксплуатацию на нефть с 2008 г., представлены в табл. 1.8 и 1.9.
Таблица 1.8. Показатели работы скважин, введенных в эксплуатацию на нефть с 2007 г.
№ скв. |
Объект |
Дата ввода |
Способ эксплуатации |
Входные дебиты |
|||||
qн, т/сут |
дни |
Qн, тыс.т |
qж, т/сут |
Qж, тыс.т |
f, % |
||||
3В |
Башкир |
01.11.2007 |
ШГН |
3.5 |
17.0 |
60.0 |
3.9 |
66.0 |
9.1 |
285 |
Башкир |
01.01.2008 |
ШГН |
0.04 |
24.0 |
1.0 |
0.1 |
2.0 |
50.0 |
В целом |
1.5 |
41.0 |
61.0 |
1.7 |
68.0 |
10.3 |
|||
Таблица 1.9. Показатели работы скважин, введенных в эксплуатацию на нефть с 2007 г.
№№ скв. |
Объект |
Показатели на 01.01.2012 г. |
Кратность падения qн |
|||||||
qн тек, т/сут |
qн ср.год, т/сут |
qж тек, т/сут |
qж ср.год, т/сут |
Qж нак, тыс.т |
f тек, % |
fср. год, % |
Qн нак, тыс.т |
|||
3В |
Башкир |
5.7 |
5.3 |
10.5 |
11.3 |
12.3 |
46.0 |
53.1 |
7.3 |
0.6 |
285 |
Башкир |
0.1 |
0.1 |
1.2 |
1.2 |
0.3 |
91.7 |
91.5 |
0.04 |
0.4 |
В целом |
4.3 |
4.2 |
8.2 |
9.2 |
12.5 |
47.6 |
54.1 |
7.3 |
0.3 |
|
В целом по всем новым скважинам дебит жидкости составляет 9.2 т/сут. Среднегодовой дебит нефти, который равен 4.2 т/сут. Всего по новым скважинам добыча нефти в период 2007 – 2011 г. составила 12.5 тыс. т нефти. Средняя накопленная добыча нефти на одну новую скважину составляет 3.7 тыс. т при среднем количестве отработанных дней – 905 или 38 месяцев.
С целью формирования системы ППД, из отработки на нефть на верейско-башкирском объекте в 2007 году переведены под закачку четыре скважины №№ 104, 107, 126, 206, а в 2008 году переведена одна скважина № 140.
Простаивающий фонд
Простаивающий фонд составляют пять скважин (№№ 101, 103, 105, 302, 319), числящихся в бездействии.
Скважины, находящиеся в бездействии, остановлены по следующим причинам:
- высокое обводнение – 1 шт.;
- малые дебиты нефти – 2 шт.;
- остановлены по теническим причинам – 2 шт.
Высокообводненный (> 95 %) фонд насчитывает одну скважину № 105. С дебитами жидкости менее 1 т/сут перешли в бездействие прошлых лет две скважины №№ 302, 319. По техническим причинам остановлены скважины №№ 101, 103 в 2011 году.
Суммарный остановочный дебит нефти по этим скважинам составляет 15.7 т/сут при обводненности 44.6 %.
В бездействии по состоянию на 01.01.2012 г. числится девять нагнетательных скважин. Остановлены скважины по техническим причинам, связанные с ограничением закачки.
Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2008 г. по турнейскому объекту.
Пробуренный фонд по турнейскому объекту составляет 7 добывающих скважин (таблица 1.10).
Скважины турнейского объекта эксплуатируются механизированным способом с применением глубинных штанговых насосов (6 скв.) и погружных насосов ЭЦН (1 скв).
Текущий динамический уровень по скважинам, которые эксплуатируются ШГН, изменяется от устья до 1088 м и в среднем составляет – 565 м. Глубина спуска насосного оборудования в среднем составляет 1071 м при изменении от 523 м до 1300 м, со средним погружением под динамический уровень на 548 м.
Текущий динамический уровень по скв.407 (эксплуатируется погружным насосом ЭЦН), составляет – 1098 м. Глубина спуска насосного оборудования 1263 м, с погружением под динамический уровень на 165 м.
Таблица 1.10. Характеристика фонда скважин
Наименование |
Характеристика фонда скважин |
Количество скважин |
Фонд добывающих скважин |
Пробурено |
7 |
Возвращено с других горизонтов |
|
|
Всего |
7 |
|
В том числе: |
|
|
Действующие |
7 |
|
из них: фонтанные |
|
|
ЭЦН |
1 |
|
ШГН |
6 |
Турнейский объект согласно проектным решениям разрабатывается на естественном режиме. Данные продуктивные отложения, имеющие промышленное значение эксплуатируются только на Западном поднятии.
На 01.07.2007 г. действующий фонд составил 7 добывающих скважин. Скважины 303, 401, 405 – пробуренные на турнейский объект, в связи с резким обводнением переведены на вышележащие объекты.
Распределение фонда скважин турнейского объекта по дебитам нефти, жидкости от обводненности по объекту приведены в таблицах 10, 11 и рисунке 5.
Большая часть фонда - 5 скважины (71,4 %) работает с дебитом нефти менее 5 т/сут; 2 скважины (28,6 %) работают с дебитом от 5,1 т/сут до 10 т/сут.
Одна скважина (71,4 %) добывают продукцию с обводненностью свыше 20,1 %; три скважины (42,9%) имеют обводненность от 50,1 до 90%; с обводненностью более 90 % работают 3 скважины (42,9 %).
Средний дебит по нефти по скважинам турнейского объекта составляет 3,9 т/сут, по жидкости – 33,3 т/сут. Средняя обводненность добываемой продукции – 88,2 %.
Таблица 1.11. Распределение фонда скважин по дебитам нефти и обводненности по турнейскому объекту на 01.07.2007 г.
Таблица 1.12. Распределение фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности по турнейскому объекту на 01.07.2007 г.
Рисунок 1.6. – Распределение скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности. Турнейский объект разработки.
По высокообводненным скважинам проведены исследования методами ГДИ и «Приток-состав» - по скв.404 выявлены заколонные перетоки, по скв.402 и 407 прорыв воды из подошвенной части нефтенасыщенного коллектора (обводнение контурной водой). По скважинам 306, 403 исследований не проводилось, но анализ динамики отборов и обводненности, позволяет констатировать, что обводнение закономерно, и связано со значительными отборами нефти за период эксплуатации.
Скважины турнейского объекта эксплуатируются механизированным способом с применением глубинных штанговых насосов (6 скважин) и погружных насосов ЭЦН (1 скважины).
Текущий динамический уровень по скважинам, которые эксплуатируются ШГН, изменяется от устья до 1088 м и в среднем составляет – 565 м. Глубина спуска насосного оборудования в среднем составляет 1071 м при изменении от 523 м до 1300 м, со средним погружением под динамический уровень на 548 м (таблица 11).
Текущий динамический уровень по скв.407 (эксплуатируется погружным насосом ЭЦН), составляет – 1098 м. Глубина спуска насосного оборудования 1263 м, с погружением под динамический уровень на 165 м.
Пластовое давление в зоне отбора составляет 15,5 МПа, что практически соответствует начальному (16,1 МПа). Турнейские отложения успешно эксплуатируются на естественном режиме. Текущее забойное давление по скважинам в среднем составляет 9,3 МПа, при давлении насыщения 5,1 МПа.
За 2006 г. по турнейскому объекту добыто нефти 14,574 тыс.т. при темпе отбора 3,51 % от НИЗ, жидкости добыто 75,896 тыс.т.
На 01.07.2007 г. добыто 109,602 тыс.т нефти, или 26,5 % от НИЗ. Текущий КИН составил 0,079 д.ед. от утвержденных геологических запасов. Накопленная добыча жидкости составила 256,963 тыс.т. Среднегодовая обводненность продукции добывающих скважин составляет 87,68 %.
Таблица 1.13. Параметры эксплуатации добывающих скважин турнейского объекта на 01.07.2007 г.
