Тульские залежи
По тульским залежам в 2003 году добыто 35,5 тыс.т нефти при норме 24,5 тыс.т, с начала разработки отобрано 48,6 % НИЗ. Обводненность продукции составила 25,0 % (2002 год- 21,0 %). Дебит одной скважины составил 1,71 т/сут по нефти и 2,28 т/сут по жидкости. Обеспеченность отборов закачкой в 2003 году 174,2 %, с начала разработки 110,9 %. Пластовое давление в 2003 году 75,5 атм., по сравнению с 2002 годом возросло на 3,8 атм. за счет ввода новых нагнетательных скважин и применения новых методов ПНП.
Ниже в таблице 2.2.1 приведена динамика показателей разработки по НГДУ “Елховнефть” за 1985-2003 гг.
Динамика показателей разработки по НГДУ “Елховнефть” за 1985-2003 гг.
Таблица 2.2.1
Года |
Добыча нефти, тыс.т. |
Добыча жид-ти тыс.т. |
Закач-ка воды тыс.м3 |
Выра-ботка запасов от НИЗ, % |
КНО, доли.ед. |
Темп отбора от НИЗ, % |
Обвод-ненность, % |
||
Девон |
Карбон |
Девон |
Карбон |
||||||
1985 |
6212,3 |
35998,8 |
37061,4 |
|
|
|
|
|
82,8 |
1986 |
5599,6 |
34867,4 |
36388,6 |
|
|
|
|
|
85,0 |
1987 |
5096,3 |
34867,4 |
35867,4 |
|
|
|
|
|
85,4 |
1988 |
4712,2 |
33367,5 |
37799,8 |
|
|
|
|
|
85,9 |
1989 |
2787,8 |
17793,9 |
18306,9 |
65,7 |
0,371 |
1,01 |
84,3 |
||
1990 |
2606,0 |
16954,1 |
18178,1 |
66,9 |
0,376 |
0,04 |
0,93 |
2,18 |
84,6 |
1991 |
2412,1 |
15326,4 |
15918,5 |
68 |
0,380 |
0,049 |
0,85 |
2,0 |
84,3 |
1992 |
2118,7 |
12377,6 |
13846,1 |
69 |
0,383 |
0,05 |
0,74 |
1,8 |
82,9 |
1993 |
1723,6 |
10667,3 |
11269,1 |
69,7 |
0,386 |
0,056 |
0,63 |
1,4 |
83,8 |
1994 |
1553,8 |
9837,7 |
10295,5 |
70,4 |
0,389 |
0,059 |
0,6 |
1,1 |
84,2 |
1995 |
1594 |
10153 |
11835 |
71,1 |
0,392 |
0,06 |
0,54 |
1,4 |
84,3 |
1996 |
1477 |
8228 |
9486 |
71,8 |
0,394 |
0,063 |
0,49 |
1,34 |
82,0 |
1997 |
1405 |
7472 |
8368 |
72,4 |
0,396 |
0,066 |
0,42 |
1,45 |
81,2 |
1998 |
1416 |
7308 |
7780 |
73,1 |
0,398 |
0,07 |
0,41 |
1,51 |
80,6 |
1999 |
1428,7 |
6631 |
7043 |
73,72 |
0,4 |
0,074 |
0,40 |
1,58 |
78,5 |
2000 |
1464,2 |
6542,9 |
7323,8 |
74,21 |
0,402 |
0,077 |
0,41 |
1,60 |
77,6 |
2001 |
1472,9 |
6416,9 |
7236,6 |
74,87 |
0,403 |
0,081 |
0,39 |
1,69 |
77,0 |
2002 |
1460 |
6128,8 |
7038,4 |
75,35 |
0,405 |
0,084 |
0,39 |
1,65 |
76,2 |
2003 |
1454,3 |
5933,8 |
6582,3 |
76 |
0,407 |
0,088 |
0,39 |
1,63 |
75,5 |
Из таблицы 2.2.1 видно, что с 1985г. Добыча нефти постепенно падает, особенно резко в 1989 году почти что в 2 раза по сравнению с 1988 годом. Отбор жидкости и объемы закачки также снижаются средняя обводненность продукции составляет 80÷81 %. С 1985 года обводненность продукции снижается с 84,3 до 75,5 % в 2003 году. По проекту проектный коэффициент
нефтеотдачи для
девона должен быть
достигнут 0,543, для карбона – 0,237. На конец
2003 года коэффициент 
нефтеотдачи
составляет для девона – 0,407 для карбона
– 0,088.
По состоянию на 1.01.2004 года обводненную продукцию дают 1576 скважин, из них обводненностью до 20 % - 43 скважины, от 20 ÷ 50 % - 302 скважин, от 50 ÷ 90 % - 404 скважины, более 90 % - 227 скважин. Данные обводненной продукции по площадям приводится в Таблице 2.2.2
Обводненность добываемой продукции по площадям
Таблица 2.2.2
Площадь |
Обводненность, % |
|||||||
1.01. 1997 |
1.01. 1998 |
1.01. 1999 |
1.01. 2000 |
1.01. 2001 |
1.01. 2002 |
1.01. 2003 |
1.01. 2004 |
|
Ново-Елховская |
89,0 |
89,2 |
88,8 |
87,5 |
86,5 |
86,6 |
85,2 |
84,5 |
Федотовская |
67,6 |
67,0 |
67,6 |
62,7 |
63,5 |
66,2 |
68,8 |
69,0 |
Итого Д |
86,8 |
86,8 |
86,4 |
84,9 |
83,9 |
84 |
82,9 |
82,1 |
Верхние горизонты |
64,1 |
64,3 |
65,3 |
63,2 |
64,0 |
62,9 |
63,5 |
63,5 |
НГДУ |
82,0 |
81,2 |
80,6 |
78,5 |
77,6 |
77,0 |
76,2 |
75,5 |
3. Обзор применяемых технологий, повышающих коэффициент нефтевытеснения В последние годы на объектах разработки НГДУ "Елховнефть" широко проводятся мероприятия по повышению эффективности разработки. Эти мероприятия включают комплекс работ, направленных на дальнейшее совершенствование гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов и последующим выбором эффективных технологий по выработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Основные гидродинамические методы ПНП, применяемые в НГДУ "Елховнефть": 1.Циклическая закачка воды с изменением направления фильтрационных потоков в пласте. 2. Форсированный отбор жидкости. 3. Вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти. 3.1.Бурение дополнительных скважин и усиление систем заводнения, разукрупнение объектов путем изоляционных работ; 3.2. Геолого-физические методы воздействия на призабойную зону пласта, вовлечение в разработку слабопроницаемых терригенных коллекторов. Ново-Елховское месторождение нефти кыновско-пашийских горизонтов девона находится на поздней стадии разработки. Запасы нефти отобраны – 76,40 %, остаточные запасы нефти сосредоточены, в основном, в застойных, тупиковых зонах, в линзах и алевролитах, т.е. в тех зонах пластов, из которых пробуренной сеткой скважин извлечь не удается. Для вовлечения в разработку этих недренируемых запасов производится бурение дополнительных добывающих скважин и усиление систем заводнения путем ввода новых скважин под закачку воды. В 2005 году было пробурено и введено 18 дополнительных и освоено под закачку воды 30 скважин. За счет |
||||||||||
|
|
|
|
|
КП 130503.65.09.01.19.ПЗ |
|||||
|
|
|
|
|
||||||
Изм |
Лис |
№ докум |
Подп. |
Дата |
||||||
Разраб. |
|
|
|
Обзор применяемых технологий, повышающих коэффициент нефтевытеснения |
Лит |
Лист |
Листов |
|||
Пров. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|||||||
проведения всех этих мероприятий дополнительная добыча нефти – 213,010 тыс. тонн, в том числе за счет мероприятий отчетного года – 36,365 тыс. тонн нефти.
Проводимые МУН на нагнетательных и добывающих скважинах позволяют восстановить дебиты и повысить забойные давления.
В карбонатных коллекторах кизиловского горизонта дебиты скважин не зависят ни от мощности нефтенасыщенной части пласта, ни от охвата перфорацией всей или части пласта. Этот фактор является косвенным доказательством, что в работе участвует только проницаемый участок пласта, залегающий на 2-4 метра ниже кровли горизонта, остальная уплотненная часть пласта в разработке на данном этапе не участвует.
Эксплуатационные скважины неодинаково реагируют на закачку воды. Часть скважин, расположенных в непосредственной близости от нагнетательных, вообще не реагируют на закачку. Система заводнения, в основном, не способствует интенсификации разработки. Закачка воды позволяет удерживать пластовое давление на заданном уровне, что обеспечивает только стабильность дебита скважин.
Проводимые МУН на нагнетательных и добывающих скважинах позволяют восстановить дебиты и повысить забойные давления.
Вовлечение в разработку карбонатных коллекторов на сегодня является одной из актуальнейших задач, поскольку доля текущих запасов нефти в карбонатных коллекторах от общих запасов составляет 36,9 %, а добыча 31,0 % от общей добычи нефти. Исходя из вышеизложенного, необходимо шире практиковать имеющиеся на вооружении прогрессивные методы воздействия на продуктивные пласты.
Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов.
В 2005 году по НГДУ «ЕН» за счет применения МУН было добыто 361,650 тыс.тонн нефти при плане 325,537тыс.тонн нефти с учетом переходящего эффекта по скважинам обработанных в предыдущих годах. Произведено 214 обработок, по ним дополнительно добыто 73,121тыс. тонн
нефти при плане 50,537т.т.
В отчетном году применялись различные методы ПНП, направленные на стимуляцию работы пласта, на ограничение водопритока, а также на выравнивание профиля приемистости и потокоотклонение.
К стимулирующим работу пласта относятся следующие методы:
1. Комплексное химико-депрессионное воздействие (КХДВ) проводилось на 29 скважинах (6 нагнетательных и 23 добывающих). Дополнительно по этим скважинам добыто 10145 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто - 116002 тонн нефти. Удельная эффективность – 0,535т. тонн/скв. или 2,76т/сут.
2. ГРП – гидравлический разрыв пласта был произведен на 15 скважинах. Дополнительная добыча нефти составила 7873 тонн, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 46899 тонн нефти. С начала проведения мероприятия дополнительно добыто 148694 тонн нефти. Удельная эффективность – 1,741т.т/скв, прирост на 1 скважину составил 4,23т/сут.
3. Создание каверн (КНН) произвели на 13 скважинах, дополнительная добыча нефти составила 6228 тонн, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 14594 тонн нефти. Удельная эффективность – 0,475т.тонн/скв или 2,63т/сут.
4. Закачка ЩСПК+HCl производилась на 17 скважинах, дополнительно добыто по ним 4999 тонн нефти, за 2005год с переходящим эффектом с прошлых лет добыто 11818 тонн нефти. Удельная эффективность составляет 0,203т.т/скв. или 1,927 т/сут.
5. КПАС закачали на 17 скважинах, дополнительно добыто 4169 тонн нефти, с учетом переходящих скважин 21329 тонн нефти. Удельная эффективность – 0,573т.т./скв, прирост на 1 скважину составил 1,5т/сут.
6. Обработка реагнтом ДН-9010 производилась на 5 скважинах, дополнительно добыто по ним 1386 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта дополнительно добыто 2910 тонн нефти. Прирост на 1 скважину составил 3,594т/сут.
7.
НСКВ -
направленное солянокислотное воздействие
производилось на 17 скважинах,
дополнительно добыто по ним 4197 тонн
нефти, с учетом переходящего эффекта
в 2005 году дополнительно добыто 12398
тонн нефти. Удельная эффективность
– 0,266т.т/скв. Прирост на 1 скважину -
1,697т/сут.
8. ДП+ТБИВ - произвели на 7 скважинах, дополнительно добыто по ним 924тонн нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 4816 тонн нефти, прирост на 1 скважину составил 1,547т/сут. Удельная эффективность – 0,566т.т./скв.
9. Закачка реагента СНПХ-9030 проводилась на 4 скважинах, дополнительно добыто по ним 575 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 1403 тонн нефти, прирост на 1 скважину составил 1,41т/сут. Удельная эффективность – 0,114т.т./скв.
10. Электровоздействие произвели на 2 скважинах, дополнительно добыто по ним 346 тонн нефти. Прирост на 1 скважину составил 1,007т/сут.
11. Газоимпульсное воздействие произвели на 9 скважинах, дополнительно добыто по ним 1082 тонны нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 3552 тонн нефти, с начала проведения мероприятий – 5936 тонн нефти. Прирост на 1 скважину составил 1,697т/сут.
Итого за счет стимуляции работы скважин дополнительно добыто 41924 тонны по 135 скважинам, среднесуточный прирост на скважину составляет 2,25т/сутки, дополнительная добыча на 1 скважину в среднем на весь период реагирования составляет в среднем 310,548 тонн.
Методы, направленные на изоляцию пласта и ограниченение водопритока:
1. Закачка реагента СНПХ-9633 проводилась на 6 скважинах. Дополнительно добыто 399 тонн нефти, 1093 тонны нефти с учетом переходящего эффекта. С