Ельниковского нефтяного месторождения
.pdfСПБГУАП / Санкт-Петербург
Оценка категорийности запасов каждой из залежей была проведена с учетом состояния достигнутой геолого-геофизической изученности месторождения, распределение запасов нефти по категориям представлено на рисунке.
Запасы нефти категории С2 сосредоточены лишь в продуктивных пластах каширо-подольских залежей, причем 67% запасов категории приурочены к пласту К2+3 и 20% – к пласту К4. По поднятиям запасы категории С2 среднего карбона распределены примерно равномерно.
Всего начальные извлекаемые запасы по категориям В+С1 на момент ут-
верждения составили 38,0 млн. т, по категории С2 – 6,5 млн. т. /1/.
Распределение геологических запасов нефти по категориям на Ельниковском месторождении в целом
Геологические запасы по категориям тыс. т. Ельниковское месторождение в целом.
30952
67202
44078
B |
C1 |
C2 |
Рис.4
СПБГУАП / Санкт-Петербург
Распределение геологических запасов нефти по поднятиям на Ельниковском месторождении
Геологические запасы нефти категории В+С |
1 |
по поднятиям, тыс.т. |
|
|
|
Ельниковское месторождение в целом. |
||
29963 |
|
|
34268
47049
Соколовское (42.3%) |
Ельниковское (26.9%) |
Апалихинское (30.8%) |
Рис.5
Распределение геологических запасов нефти по объектам на Ельниковском месторождении
Геологические запасы нефти категории В+С |
1 |
по продуктивным |
|
|
|
отложениям, тыс.т. Ельниковское месторождение в целом. |
||
68004 |
35446 |
7830 |
|
|
Кашироподольский горизонт (31.9%) |
|
Визейский ярус (61.1%) |
|
Турейский ярус (7.0%) |
|
Рис.6
СПБГУАП / Санкт-Петербург
Таблица 5
Распределение геологических запасов категории С2 по пластам и поднятиям Ельниковского месторождения
Запасы по пластам |
Поднятия |
|
|
Всего |
по |
|
|
|
пластам |
|
|
|
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 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Внижнем карбоне основные запасы приурочены к пластам CIII (50,2%)
иCV (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
Геологические запасы нефти категории В+С1 по пластам, тыс.т. Визейский ярус.
34156
4879
19111
3074 |
6784 |
|
|
CII (4.5%) |
CIII (50.2%) |
CIV (7.2%) |
CV (28.1%) |
CVI+СVII+CVIII (10.0%) |
|
СПБГУАП / Санкт-Петербург
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 разра-
ботки 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
Геологические запасы нефти категории В+С1 по пластам, тыс. т. Ельниковское месторождение. Средний карбон.
|
15411 |
|
1035 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7331 |
|
|
|
|
826 |
|
3804 |
831 |
6208 |
|
|
|
|
||
П1 |
(2.3%) |
П2 (10.7%) |
П3 (43.5%) |
П4 (2.9%) |
К1 |
(20.7%) |
К2+3 (2.3%) |
К4 (17.5%) |
|
Рис.8
Сравнение начальных извлекаемых запасов по объектам Ельниковского
месторождения с остаточными извлекаемыми запасами на 01.01.2006 г.
Сравнение НИЗ и остаточных извлекаемых запасов
Запасы, тыс.т
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
Турнейский Визейский Каширо- Объект подольский
НИЗ Остаточные извлекаемые запасы
Рис.9
СПБГУАП / Санкт-Петербург
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. |
Остаточные запасы нефти, тыс. |
||
|
|
т |
|
т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
балансовые |
извлекаемые |
балансовые |
извлекаемые |
|
|
|
|
|
|
Турнейский объект |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
С1t-I |
С1 |
7830 |
1271 |
7785 |
1226 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Визейский объект |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
С-II, III, IV, |
В+С1 |
68004 |
28302 |
47076 |
7374 |
V, VI |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Каширо-подольский объект |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П1+П2+П3+П4+ |
С1 |
35447 |
8471 |
35365 |
8389 |
К1+К3+2+К4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
С2 |
30952 |
6463 |
30936 |
6447 |
|
|
|
|
|
|
СПБГУАП / Санкт-Петербург
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.
СПБГУАП / Санкт-Петербург
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 разра-
ботки. Следующим по значимости является каширо-подольский объект, весь фонд скважин этого объекта был возвращен с нижележащих объектов. В про-
цессе 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, эксплуати-
руется только ШГН. Средний дебит действующих скважин по месторождению составляет: по нефти – 4,6 т/сут, по жидкости – 26,1 т/сут; средняя обводнен-
ность – 82,4%; максимальный дебит по нефти 47,0 т/сут (скв. 3782), по жидко-
сти – 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;
СПБГУАП / Санкт-Петербург
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).
СПБГУАП / Санкт-Петербург
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
вдобывающих 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.
СПБГУАП / Санкт-Петербург
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 |
|
|
|
|