Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«тюменский государственный нефтегазовый университет»
|
Институт геологии и нефтегазодобычи Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» |
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
«Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторрждения»
ВЫПОЛНИЛ: Чикиров Рустам Рустамович
Тюмень
ТюмГНГУ
2014 г.
СОДЕРЖАНИЕ
|
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………… |
3 |
|
|
1. |
Общие сведения о месторождении ………………………………… |
4 |
|
2. |
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов…… |
7 |
|
2.1 |
Геологическое строение месторождения и залежей нефти……… |
7 |
|
2.2 |
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза….. |
11 |
|
2.3 |
Краткие сведения о тектонике месторождения……………………. |
18 |
|
2.4 |
Характеристика продуктивных пластов и строения залежей……... |
22 |
|
2.5 |
Фильтрационно-емкостные свойства пород по результатам интерпретации ГИС…………………………………………………. |
27 |
|
2.6 |
Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды …………….. |
30 |
|
2.7 |
Запасы углеводородов……………………………………………… |
34 |
|
3. |
Состояние разработки Равенского месторождения……………….. |
38 |
|
3.1 |
Утвержденные технологические решения и показатели разработки……………………………………………………………. |
38 |
|
3.2 |
Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом………………………………………………………………….. |
39 |
|
3.3 |
Сравнение проектных и фактических показателей разработки….. |
48 |
|
4. |
Анализ разработки пласта АЧ31Равенского месторрждения……… |
51 |
|
4.1 |
Сравнение проектных и фактических показателей разработки….. |
61 |
|
4.2 |
Сравнение проектных и фактических показателей применения МУН и интенсификации добычи нефти……………………………. |
63 |
|
Заключение………………………………………………………….. |
75 |
|
|
Список литературы………………………………………………….. |
77 |
ВВЕДЕНИЕ
Среди полезных ископаемых, составляющих основу экономического развития стран, нефть и газ имеют первостепенное значение.
Разработка нефтегазовых месторождений это, прежде всего, очередность выработки запасов нефти и газа, постоянной контроль за выработкой запасов, динамикой пластового давления, контроль за движением ВНК, ГНК, контроль за технологическим процессом и многое другое.
Для этого необходимо уточнять проекты разработки, проводить анализы, где отражается проектная и фактическая информация по месторождению, причины не выполнения той или иной задачи, обоснование внедряемых проектов и т. д.
Анализ разработки месторождения четко дает представление о настоящем положении месторождения в области разработки, технологии, экономики, управления и т. д.
В настоящем курсовом проекте проводится анализ разработки Западно-Равенского месторождения, проанализированы методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти, даны рекомендации по совершенствованию разработки.
В административном отношении Равенское месторождение распо-ложено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 35 км к юго-западу от г.Когалыма и в 75 км к северо-востоку от г.Сургута (рис.1). Ближайший населенный пункт - вахтовый поселок Савуйский, расположенный в 15 км к западу от площади работ. К юго-востоку от месторождения находятся поселки Покачи (в 57 км), Аган (в 50 км) и город Лангепас (в 80 км).
Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены в ГКЗ РФ являются Савуйское, Тевлинско-Русскинское (в 15 км к западу), Федоровское, непосредственно примыкающее к Равенскому месторождению с юго-запада, Кечимовское и Южно-Кечимовское с юго-востока. В северо-восточном направлении с месторождением граничит Кустовое месторождение. Рассматриваемая площадь находится в зоне промышленного освоения этих месторождений, где имеется сеть автомобильных дорог с бетонным покрытием и с выходами на автомо-бильные дороги Когалым-Сургут, Когалым-Повховское (рисунок 1).
В восточной части лицензионного участка проходит магистральный нефтепровод Холмогорское-Федоровское месторождения.
Энергоснабжение месторождения осуществляет Сургутская ГРЭС.
В Сургутском районе и непосредственно вблизи площади Равенского месторождения имеются значительные запасы строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, автодорог, оснований под кустовое бурение.
Основное население сосредоточено в районном центре Сургуте и городах Когалыме, Лангепасе.
В орографическом отношении район работ представляет собой озерно-аллювиальную равнину, абсолютные отметки которой изменяются от 45 до 65 м. Болота занимают доминирующую часть исследуемой площади, заболоченность достигает 56%. Лесные массивы встречаются по берегам рек и представлены березой, осиной, сосной. На заболоченных участках развита мохово-кустарниковая растительность.
Гидрографическая сеть района представлена р.Тромъеган (581 км) и её наиболее крупными левыми притоками, Ингуягун (236 км), Ортъягун (119 км), Волоктаягун пересекает район работ в северо-западном направлении. Кроме перечисленных рек площадь работ дренируется большим количеством более мелких водотоков. Основная масса озер имеет небольшую величину, наиболее крупными являются озера Лукутлор. Ляркнилор, Яккунлор, Ингуягунлор и др. Озера, в основном, неглубокие (3-6 м), в зимнее время часть из них промерзает до дна. Район характеризуется резко континентальным климатом с суровой продолжительной зимой и коротким теплым летом. В формировании температурного режима важное значение имеет открытость территории с севера и с юга, способствующая свободному проникновению в течение всего года холодного арктического воздуха с севера на юг, а также свободному выносу прогретого воздуха с юга на север. Все это приводит к резким изменениям давления и температуры в течение года и даже суток.
Среднемесячная температура самого холодного месяца января - 23.1°С (минимальная -52°С), самого теплого, июля - +16.3°С (максимальная +34°С).
По количеству выпадаемых осадков территория относится к районам с избыточным увлажнением. Годовое количество осадков по многолетним наблюдением составляет 535.1 мм, выпадающих в основном с июня по сентябрь в виде дождей.
Устойчивый снежный покров устанавливается в середине октября и сходит в начале мая. Высота снежного покрова до 0.75 м, на залесенных участках 1.2-1.6 м. Глубина промерзания грунтов на открытых участках достигает 1.8-2.7 м, на залесенных участках — 0.4 м.
Преобладающее направление ветров зимой - южное, юго-западное, летом - северное, северо-восточное.
Рисунок 1. Обзорная схема района месторождения
2.1 Геологическое строение месторождения и залежей нефти
Технологическая схема разработки, составленная в 2005 г. (протокол ТО ЦКР по ХМАО 3675 от 16.06.2005 г.) выполнена на основании подсчета запасов, выполненного в 2002 г. по данным бурения 21 поисково-разведочной и 6 эксплуатационных скважин, в которой было выделено 7 продуктивных пластов: Ач31, Ач32, Ач6, ЮС01+2, ЮС02, ЮС1, ЮС2, в которых объектами подсчета явились 15 залежей нефти в современных границах Равенского месторождения, запасы нефти представлены и утверждены в ГКЗ РФ (протокол №857 от 25.07.03 г.).
В период после утверждения «Технологической схемы разработки месторождения» (2005г.) за период 2005-2007 года на месторождении пробурена 21 эксплуатационная скважина.
В государственном балансе учтены запасы по пластам Ач31, Ач32, Ач6, ЮС01+2, ЮС02, ЮС1, ЮС2.
Всего на 01.01.2008 г. на Равенском месторождении пробурено 40 эксплуатационных скважин в том числе: на объект Ач31 — 32 скважин, на объект ЮС1 — 6 скважин, ЮС2 — 2 скважины.
По результатам комплексной интерпретации материалов сейсморазведочных работ 3Д, электроразведки, данных бурения новых скважин были уточнены структурные построения по залежам основных объектов разработки, Ач31 и ЮС1, границы залежей и характер распределения нефтенасыщенных толщин. Ниже приводятся результаты оперативного пересчета запасов по этим пластам.
Пласт Ач31. Структурную карту по кровле пласта Ач31 с учетом изменений представляет рисунок 2. Согласно новой модели, залежь структурно-литологическая с выклиниванием пласта в западном и восточном направлениях, контролируется наклонным ВНК на абс. отм. -2586.6 – -2598 м. Нефтенасыщенные толщины достигают 18.6 м. Дебиты нефти при опробовании достигают 129.6 м3/сут. по разведочным скважинам и 125 м3/сут. по эксплуатационным скважинам.
Запасы нефти, ограниченные работающими скважинами 211, 101Г, 102, 1103Г, 215, 108, 222, 123, 127, 131, 134, 137, 130Г, 171Р, 231, 121, 107, 212, 414, переведены из категории С1 в В. Граница категории В проведена по работающим скважинам. Запасы категории С2 по части залежи по всему периметру по данным бурения и опробования новых эксплуатационных скважин 134 и 211, в которых получены притоки нефти дебитами 21 м3/сут. и 35 м3/сут. соответственно, переведены в категорию С1.
Граница категории С1 на юго-западе проведена на расстоянии 1,5 км от скважи-ны 316Г, на остальной части залежи - ограничена контуром ВНК и линией замещения коллекторов. Запасы категории С2 по части залежи, в результате корректировки геологической модели и по данным бурения новых эксплуатационных скважины 233 и 132, которые вскрыли водонасыщенные коллектора, списаны.
В результате оперативного пересчета запасов произошло сокращение площади нефтеносности категории С2 с низкими эффективными нефтенасыщенными толщи-нами, а средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов по залежи по сравнению с утвержденным подсчетом запасов увеличилась с 4.1 м до 5.0 м
Изменения коснулись и основной залежи пласта ЮС1. По данным бурения трех эксплуатационных скважин (102, 403 и 316Г) был уточнен контур нефтеносно-сти по всему периметру залежи и уточнены нефтенасыщенные толщины.
Рисунок 2. Структурная карта по кровле пласта Ач31
Пласт ЮС1. По результатам сейсморазведочных работ 3Д и данным бурения трех эксплуатационных скважин (102, 403 и 316Г) был уточнен контур нефтеносности по всему периметру основной залежи и уточнены нефтенасыщенные толщины (экс-пертное заключение №1077-07 оп). В целом по пласту за счет перераспределения нефтенасыщенных толщин ее величина увеличилась на 0.6 м. В результате выпол-ненных работ запасы категории С1 по пласту ЮС1 сократились за счет уменьшения площади нефтеносности (рисунок 3).
Рисунок 3. Структурная карта по кровле пласта ЮС1
Сопоставление основных геолого-геофизических параметров, принятых при проектировании и на дату составления отчета представляет таблица1.
Таблица.1 Сопоставление основных геолого-геофизических параметров, принятых при проектировании и на дату составления отчета
2.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Стратиграфическое расчленение разреза Равенского месторождения произведено в соответствии с “Региональными стратиграфическими схемами мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины”, утвержденными МСК СССР 30 января 1991 г.
Геологический разрез Равенской площади представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского возраста, которые подстилаются метаморфизированными породами складчатого фундамента. Породы палеозоя на площади не вскрыты. На соседней Федоровской площади скв.131 при забое 4224 м не вышла из отложений триаса.
Охарактеризованность вскрытого разреза керном неравномерная. Наиболее хорошо изучена продуктивная часть в пластах ЮС1 и ЮС2 васюганской и тюменской свит юрского возраста.
Фрагмент сводного геолого-геофизического разреза месторождения в продуктивной части представляет рисунок 4.
ДОЮРСКИЕ ОБРАЗОВАНИЯ
Равенская площадь расположена в пределах тектонической структуры II порядка — Ярсомовского прогиба. В районе месторождения предполагается наличие отложений туринской серии триаса, выполняющих глубокие грабенообразные впадины. Эти отложения вскрыты на Федоровской (скв.131), Савуйской (скв.103), Родниковой (скв.203) площадях и представлены миндалекаменными базальтами, иногда трещино-ватыми, с прослоями туфов и туфогенных пород.
Доюрские образования вскрыты на Равенской площади в скв.185 на глубину 17 м и представлены базальтами серо-зелеными, трещиноватыми.
МЕЗОЗОЙСКАЯ ГРУППА
Юрская система
Юрские отложения несогласно залегают на породах коры выветривания и представлены тремя отделами: верхним, средним и нижним. Верхи нижнего и низы среднего отделов объединяются в горелую свиту. Верхи среднего и низы верхнего отделов включают осадки тюменской свиты.
Отложения верхнего отдела преимущественно морского генезиса подразделяются на свиты: васюганскую, георгиевскую и баженовскую.
Горелая свита залегает в основании платформенного чехла и подразделяется на две подсвиты. Литологически она представлена чередованием песчаных и глинистых пород с прослоями алевролитов, углей, у выступов фундамента – гравелитов.
Разрез свиты включает в себя четыре пачки. Это: аргиллиты темно-серые с прослоями песчаников, тогурская глинистая пачка преимущественно темно-серых, тонкоотмученных, оскольчатых пород, аргиллиты темно-серые, серые, иногда углистые, с прослоями песчаников, радомская пачка темно-серых аргиллитов углистых, прослоями битуминозных. Песчаник среднесцементированный, слюдистый с прослоями аргиллита и вкраплениями обугленного растительного детрита. Песчаники серые, мелкозернистые, крепкосцементированные, извесковистые, слюдистые с прослоями углифицированного материала. Радомская пачка представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, прослоями битуминозными, углистыми.
Отложения горелой свиты, вскрыты на Равенской площади в скв. 185 на глубине 3205 м. Толщина свиты 169 м. Тюменская свита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. Отложения свиты подразделяются на три подсвиты. Нижняя подсвита преимущественно песчанистая с прослоями угля, средняя – песчано-глинистая с преобладанием глинистых прослоев в нижней части иногда с прослоями угля, верхняя – песчано-глинистая с преобладанием песчаных прослоев в верхней части. К верхней части свиты приурочен песчаный пласт ЮС2, который является продуктивным в данном районе.
Рисунок 4 Фрагмент сводного геолого-геофизического разреза Равенского месторождения
Отложения тюменской свиты, вскрыты всеми скважинами Равенской площади, но на всю толщину пройдены только скв. 185. Вскрытая толщина отложений тюменской свиты составила 311 м.
Васюганская свита литологически подразделяется на две подсвиты: нижнюю – глинистую и верхнюю – песчано-глинистую.
Нижняя подсвита сложена аргиллитами темно-серыми с буроватым оттенком, преимущественно тонкоотмученными, слабослюдистыми с прослоями алевролитов и песчаников.
В отложениях верхней подсвиты, преобладают песчаники серые, светло-серые, средне- и мелкозернистые на глинистом и карбонатном цементе. Отмечается обильное включение пирита, обугленного детрита. Встречаются прослои известняка темно-серого, тонкокристаллического. Алевролиты серые, слюдистые, с включениями растительного детрита и пирита. Аргиллиты серые, темно-серые до черных, слюдистые, пиритизированные, с включениями растительного детрита.
Песчаники васюганской свиты регионально нефтеносны, к ним приурочен продуктивный горизонт ЮС1. Толщина свиты изменяется от 66 до 82 м.
Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми до черных, с зеленоватым оттенком преимущественно тонкоотмученными, плотными, содержащими пирит, глауконит. Встречаются остатки аммонитов, белемнитов, двустворок. Толщина отложений свиты не превышает 5 м
Баженовская свита завершает разрез юрских отложений. Представлена аргиллитами темно-коричневыми, битуминозными, слюдистыми, плитчатыми, плотными, тонкоотмученными, с прослоями известняков. Породы свиты содержат обломки раковин аммонитов, пелеципод.
Отложения баженовской свиты являются региональным репером, к которому приурочен отражающий сейсмический горизонт Б.
Меловая система
Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел включает в себя отложения сортымской, усть-балыкской, сангопайской, алымской и нижней части покурской свит, верхний – отложения верхней части покурской, кузнецовской, березовской и нижней части ганькинской свит.
Сортымская свита залегает в основании нижнемелового разреза на битуминозных аргиллитах баженовской свиты. Низы свиты, представлены отложениями подачимовской пачки. Это аргиллиты темно-серые до черных, плотные, в нижней части слабобитуминозные.
Выше по разрезу залегает ачимовская толща, представленная неритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые, известковистые с прослоями аргиллитов. С песчаниками ачимовской толщи связана промышленная нефтеносность. Аргиллиты темно-серые, реже серые, слюдистые с включениями растительного детрита, алевритистые, иногда с углистыми остатками. Абсолютные отметки залегания толщи -2608 — -2816 м.
Выше по разрезу залегают глины толщиной до 200 м. Аргиллиты темно-серые, реже серые, с линзовидно-горизонтальной слоистостью; ступенчатым изломом, со следами оползания осадков. Разрез сортымской свиты заканчивается чеускинской пачкой. Пачка представлена чередованием песчаников серых и аргиллитов. К отложениям свиты приурочены пласты БС10-БС14. Общая толщина отложений свиты изменяется в пределах 457-551 м.
Выше, на отметках -2045 — -2114 м залегают отложения усть-балыкской свиты. Они представлены мелководно-морскими, ритмично чередующимися глинами и песчаниками с двумя регионально глинистыми пачками: сармановской и пимской. Пимская пачка служит границей раздела между пластами групп АС и БС.
Нижняя подсвита, состоит из двух пачек. Нижняя – преимущественно песчаная. Песчаники (пласты БС8-БС9) серые с прослоями уплотненных глин серых, до темно-серых. Верхняя – глинистая (сармановская). Аргиллиты преимущественно тонкоотмученные, комковатые. В средней части песчаники серые (пласт БС7).
Низы верхней подсвиты, представлены песчаниками (пласты БС1-БС6) серыми ритмично чередующимися с подчиненными прослоями аргиллитов. Завершается раз-рез усть-балыкской свиты пачкой аргиллитов темно-серых, преимущественно тонкоотмученных (пимская пачка). Общая толщина свиты 192-226 м.
Разрез неокомских отложений завершает сангопайская свита. Отложения свиты, представлены чередованием в сложном сочетании песчаников, аргиллитов и алевролитов. Свита делится на нижнюю и верхнюю подсвиты: верхняя преимущественно песчано-алевритовая, нижняя – песчано-глинистая. По кровле нижней подсвиты, про-ходит граница между готеривом и барремом.
Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые чередуются с аргиллитами серыми, зеленовато-серыми, комковатыми. В верхней части нижней подсвиты залегают аргиллиты серые, до темно-серых, тонкоотмученные. К отложениям нижней подсвиты приурочены пласты АС7-АС12, верхней – АС4- АС6. Толщина отложений свиты изменяется в пределах 146-169 м.
Алымская свита представляет собой толщу преимущественно глинистых пород серого и темно-серого цвета, тонкоотмученных с тонкими прослоями глинистых алевролитов и известняков и условно подразделяется на нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита на отдельных участках опесчанивается, к ней приурочены пласты АС1-АС3. Толщина свиты составляет 155-170 м.
Покурская свита завершает разрез отложений нижнемеловой системы и представляет собой мощную толщу неравномерно переслаивающихся песчано-глинистых пород. Граница между отложениями верхнего и нижнего отделов проведена условно из-за отсутствия резкой смены характерных комплексов и проходит внутри покурской свиты. Отложения покурской свиты условно разделяются на три пачки. В нижней и верхней частях преобладают песчаники и алевролиты, серые, в отдельных частях с зеленоватым и буроватым оттенком, с разнообразными типами слоистости. Средняя часть – более глинистая. Глины преимущественно темно-серого цвета, от алевритовых до тонкоотмученных, в отдельных прослоях с буроватым, зеленоватым оттенком, чередующиеся в сложном сочетании с песчаниками серыми и светло-серыми, иногда каолинизированными. Толщина свиты 736-757 м.
Кузнецовская свита начинает цикл морских осадков верхнего мела. Литологи-чески свита представлена глинами серыми и зеленовато-серыми с зернами глауконита и тонкими прослоями светло-серых песчаников и алевритов слабоотсортированных. Толщина свиты — 13-20 м.
Березовская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя сложена опоками серыми, голубовато-серыми, глинами темно-серыми и черными, монтмориллонитового состава, прослоями опоковидными. Толщина отложений нижней подсвиты изменяется от 72 до 82 м. Верхняя подсвита сложена серыми, зеленовато-серыми глинами, слабоалевритистыми, с прослоями опоковидных глин и опок. Общая толщина отложений березовской свиты изменяется в пределах 135-148 м.
Ганькинская свита завершает разрез отложений меловой системы. Свита представлена глинами известковистыми, серыми, реже светло-серыми, с зеленоватым оттенком, с прослоями алевролитов, с пиритизированными водорослями, стяжениями сидерита, обломками раковин. Толщина отложений ганькинской свиты 78-94 м.
Палеогеновая система
В составе палеогеновой системы в данном районе выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.
Талицкая свита представлена глинами темно-серыми и черными, плотными, с линзами алевролитов и известковистых песчаников, иногда кварцево-глауконитовых. Толщина отложений свиты 93-113 м.
Люлинворская свита объединяет морские глинистые осадки нижнего, среднего и верхнего эоцена и представлена в нижней части опоками, глинами опоковидными с редкими прослоями глауконитовых песчаников; в средней – глины серые с прослоями диатомитов; в верхней – глины желтовато-зеленые, тонкоотмученные, оскольчатые, с прослойками глинистых алевритов. Толщина отложений свиты 178-198 м.
Вскрытый скважинами глубокого разведочного бурения в интервале 0-400 м разрез каротажем не изучен, что не позволяет провести детальное расчленение осадков эоцена, олигоцена и четвертичных отложений.
2.3 Краткие сведения о тектонике месторождения
В геологическом разрезе Западно-Сибирской плиты выделено три структурно-тектонических этажа.
Нижний этаж – складчатый фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время, соответствует геосинклинальному этапу развития. Он представлен эффузивными, интрузивными и осадочными сильно дислоцированными и метаморфизированными породами. Многочисленные разломы, установленные в фундаменте, обусловили блоковый характер строения его поверхности. Отдельным блокам фундамента соответствуют поднятия II и III порядков в платформенном чехле.
Глубина залегания поверхности фундамента составляет 3374 м в скважине 185, которая расположена на северо-западном погружении структуры. Промежуточный структурный этаж сопоставляется с отложениями пермотриасового возраста и характеризует собой парагеосинклинальный этап в истории развития плиты, формирование которого происходило в погруженных частях фундамента.
Верхний структурно-тектонический этаж сложен мощной толщей мезозойских и кайнозойских образований, накопившихся в условиях длительного и стабильного прогибания фундамента. Этот этаж, или собственно осадочный чехол плиты, изучен наиболее полно. Он характеризуется слабой дислоцированностью, полным отсутствием метаморфизма пород, контролирует основные известные в пределах плиты скопления углеводородов.
Согласно тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ороплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (Бочкарев В.С., Боярских Г.К., 1990 г) Равенское месторождение расположено в пределах Равенского локального структурного носа Равенского малого вала. Равенский малый вал – средняя структура II порядка – находится в пределах Ярсомовского прогиба – крупной структуры II порядка (рисунок 3.4).
С севера Равенский малый вал ограничен Южно-Ягунским, с юга – Восточно-Равенским малыми прогибами. С запада Равенский малый вал примыкает к Сургутскому, с востока – к Нижневартовскому сводам. Равенский малый вал представляет собой приподнятую зону неправильной формы, вытянутую в северо-восточном направлении и осложненную несколькими структурами III и IV порядков. В пределах вала, кроме Равенского локального структурного носа, расположены Северо-Воргенское, Гужихинское, Кустовое локальные поднятия и ряд других структур.
По результатам сейсморазведочных работ сп 15/86-87 в пределах площади Ра-венского месторождения по временным разрезам по поверхности отражающих гори-зонтов А, Б и частично Ач3 выделяются серии разрывных нарушений. Разломы, в основном, имеют северо-восточное простирание. Два тектонических нарушения сбросового характера расположены в юго-западной части площади. Основное тектоническое нарушение проходит южнее скв. 174, 161, 169, 171, ограничивая с юго-восточной.
Для рассматриваемой структурно-тектонической зоны, как и в целом для структур Западно-Сибирской плиты, характерна унаследованность развития с постепенным выполаживанием вверх по разрезу. Анализ имеющихся карт по различным горизонтам позволяет говорить о том, что Равенский локальный структурный нос уверенно про-слеживается по всему разрезу. При этом свод его наиболее рельефно отражается в юрских отложениях (ОГ Б), а наименее – в сеноманских.
По отражающему горизонту А (подошва осадочного чехла) Равенский локальный структурный нос представляет собой приподнятую зону неправильной формы, вытянутую в северо-восточном направлении. Сводовая часть расположена в районе скв. 162, 166, 174. По оконтуривающей изогипсе -3360 м размеры структуры составляют 6 - 10 х 20 км, высота – 180 м. Углы наклона крыльев составляют: юго-восточное – 2°52', северо-западное – 2°9', северо-восточное – 1°19'.
Прослежен ряд разломов северо-восточного направления. Два из них (первый проходит по направлению скв. 166-162, второй – южнее скв. 165-161-169-171) формируют глубокую грабенообразную впадину северо-восточного направления. Амплитуда смещения достигает 50 м.
По отражающему горизонту Б (верхняя юра) Равенский локальный структурный нос представляет собой вытянутую в северо-восточном направлении приподнятую зону неправильной формы, осложненную в сводовой части двумя куполами, оконтуренными изогипсами -2700 м (центральная часть) и -2680 м (юго-западная часть). Размеры структурного носа в пределах площади работ по оконтуривающей изогипсе -2760 м составляют 22¸27 х 7¸13 км, амплитуда порядка 69 м. Углы наклона крыльев составляют: юго-восточное 1°1', северо-западное 0°38', северо-восточное 0°24'. Северо-западное крыло структуры более пологое, чем восточное.
Рисунок 5. Выкопировка из тектонической карты мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (редактор В. С. Бочкарев, 1990 г.).
По горизонту Б выделяются разрывные нарушения северо-восточного простирания. Также прослежена граница зоны аномального строения отложений баженовской свиты, с которой в западной части площади связаны продуктивные отложения. Ачимовские отложения имеют довольно сложное строение и накапливались в обстановке подводного склона при его наращивании в западном направлении. Для осадков характерны фации косослоистых и сигмовидных отложений с подошвенным прилеганием в фондоформной подзоне. В клиноформной подзоне происходит накопление песчано-алевролитовых отложений большой мощности, которые в восточном направлении в пределах нижней части ундаформной подзоны замещаются глинистыми породами. Отражающая граница фондоформной, клиноформной и ундаформной подзон приурочена к пачке тонкоотмученнх глин, залегающих в кровле пласта Ач3 и сформированная в условиях некомпенсированного прогибания. В восточном направлении отражающая граница постепенно отходит от поверхности, соответствующей пласту Ач3 и вместе с тонкоотмученной пачкой глин контролирует, по всей вероятности, клино-формные отложения пласта Ач32, выделенные в скв. 72, 173, 199. Отражающая способность горизонта в ундаформенной части значительно снижается в результате не-однократной смены условий осадконакопления – тонкоотмученные глины замещаются локально-ограниченными песчано-алевритовыми телами пласта БС1.
2.4 Характеристика продуктивных пластов и строения залежей
На Равенском месторождении продуктивными являются верхне- и среднеюрские (пласты ЮС2,ЮС1,ЮС01+2,ЮС02) и меловые (пласты Ач6,Ач32,Ач31) отложения. Сведения о залежах Равенского месторождения показывает таблица 3.
По состоянию на 1.08.2013г в пределах лицензионного участка пробурены 21 поисково-разведочная и 36 эксплуатационных скважин (в том числе скв. 317 в интервале залегания горизонта ЮС1 пробурена на РНО).
В пределах Равенского месторождения выделено два основных объекта разработки — пласты Ач31 и ЮС1, а также пять второстепенных: пласты Ач32, Ач6, ЮС01+2, ЮС02, и ЮС2. Характеристику толщин и показателей неоднородности продуктивных пластов показывает таблица 2.
Горизонт Ач3 выделяется в отложениях ачимовской толщи, имеет сложное строение по литологическому составу, условию формирования и относится к клиноформенному комплексу, имеющему уклон в западном направлении. В объеме горизонта Ач3 были выделены продуктивные пласты Ач31 и Ач32.
Залежь нефти в пласте Ач31 выявлена в центральной части месторождения и приурочена к своду Равенской структуры (рисунок 6).
Рисунок 6. Структурная карта по кровле коллекторов пласта Ач31
Таблица 2.
Краткие сведения о залежах Равенского месторождения
|
Пласт, залежь |
Глубина залегания пласта в своде, м абс. |
Абс. отметка ВНК, м |
Размеры залежи |
Количество скв. в контуре залежи (в т.ч. экспл.), шт. |
Пределы изменения нефтенас. толщин, м |
Тип залежи |
||
|
длина, км |
ширина, км |
высота, м |
||||||
|
Ач31 |
2568.6 |
2586.6–2598.0 |
12.9 |
1.4 – 2.6 |
23.0 |
37 (34) |
1.4 – 18.6 |
структурно-литологическая, тектонически экранированная |
|
Ач32 р-он скв. 199 |
2579.1 |
2583.5 |
3.2 |
2.5 |
4.0 |
1 |
0 – 3.0 |
пластовая, сводовая |
|
Ач6 р-он скв. 199 |
2719 |
2722.7–2723.7 |
2.0 |
1.1 |
3.0 |
1 |
0 – 2.0 |
пластовая, сводовая |
|
ЮС01+2 р-он скв. 185 |
2736 |
2765.9 |
7.8 |
4.6 |
30.0 |
2 |
3.6 – 6.0 |
структурно-литологическая |
|
ЮС02 р-он скв. 164 |
2719 |
2756.4 |
5.5 |
3.0 |
39.0 |
2 |
0 – 4.6 |
структурно-литологическая |
|
ЮС1 основная |
2718 |
2727.7–2729.6 |
5.7 |
0.3 – 1.39 |
9.0 |
5 (3) |
0 – 8.1 |
пластовая, сводовая |
|
ЮС1 р-он скв. 199 |
2769 |
2771.6 |
2.2 |
1.2 |
2.6 |
1 |
0 – 2.2 |
пластовая, сводовая |
|
ЮС2 р-он скв. 168, 161 |
2786.4 |
— |
8.1 |
1.3-3.8 |
51.0 |
6 |
0.1 – 8.0 |
литологически ограниченная, массивная |
|
ЮС2 р-он скв. 164, 166 |
2798.5 |
— |
4.1 |
6.2 |
41.0 |
2 |
0.5 – 8.2 |
литологически ограниченная, массивная |
|
ЮС2 р-он скв. 163, 185 |
2830 |
— |
3.3 |
3.4 |
55.0 |
2 |
0.2 – 3.2 |
литологически ограниченная, массивная |
|
ЮС2 р-он скв. 174, 1П |
2797.5 |
— |
1.5 |
3.6 |
32.0 |
2 |
0.1 – 1.2 |
литологически ограниченная, массивная |
|
ЮС2 р-он скв. 165 |
2807.8 |
— |
2.1 |
3.0 |
63.0 |
1 |
0.1 – 1.5 |
литологически ограниченная, массивная |
|
ЮС2 р-он скв. 170 |
2866.3 |
— |
5.0 |
2.5 |
40.0 |
1 |
0.3 – 2.3 |
литологически ограниченная, массивная |
|
ЮС2 р-он скв. 172, 173 |
2854 |
— |
7.7 |
3.7 |
34.0 |
2 |
0.3 – 2.2 |
литологически ограниченная, массивная |
|
ЮС2 р-он скв. 167 |
2862 |
— |
4.4 |
1.2 – 2.7 |
35.0 |
1 |
0 – 2 |
литологически ограниченная, массивная |
Таблица 3.
Характеристика толщин и неоднородности пластов Равенского месторождения
|
Параметр |
Показатели |
Ач31 |
Ач32 |
Ач6 |
ЮС0 |
ЮС1 |
ЮС2 |
||||||
|
ЧНЗ |
ВНЗ |
в целом |
ВНЗ |
ВНЗ |
ЧНЗ |
ВНЗ |
в целом |
ЧНЗ |
ВНЗ |
в целом |
ЧНЗ |
||
|
Общая толщина, м |
Среднее значение |
24.0 |
23.8 |
23.8 |
29.8 |
17.2 |
24 |
28.2 |
26.1 |
11.5 |
12.2 |
12.1 |
12.3 |
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0.03 |
0.14 |
0.13 |
- |
- |
0.09 |
0.29 |
0.21 |
- |
0.06 |
0.06 |
0.18 |
|
|
Интервал изменения |
от |
23.4 |
17.1 |
17.1 |
- |
- |
22.4 |
22.3 |
22.3 |
- |
11.5 |
11.5 |
9.8 |
|
до |
24.9 |
32.3 |
32.3 |
- |
- |
25.6 |
34 |
34 |
- |
13 |
13 |
18.1 |
|
|
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
Среднее значение |
17.5 |
9.4 |
10.2 |
1.8 |
1.8 |
3.3 |
4.4 |
3.9 |
7.0 |
4.5 |
5.2 |
2.8 |
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0.07 |
0.46 |
0.47 |
- |
- |
0.13 |
0.51 |
0.38 |
- |
0.44 |
0.39 |
0.64 |
|
|
Интервал изменения |
от |
16.2 |
0.8 |
0.8 |
- |
- |
3 |
2.8 |
2.8 |
- |
2.2 |
2.2 |
0.4 |
|
до |
18.5 |
18.6 |
18.6 |
- |
- |
3.6 |
6 |
6 |
- |
7.4 |
7.4 |
6.4 |
|
|
Эффективная водонасыщенная толщина, м |
Среднее значение |
- |
8.0 |
8.0 |
12.8 |
3.2 |
- |
3.3 |
3.3 |
- |
3.2 |
3.2 |
- |
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
- |
0.49 |
0.49 |
- |
- |
- |
0.56 |
0.56 |
- |
0.72 |
0.72 |
- |
|
|
Интервал изменения |
от |
- |
1.4 |
1.4 |
- |
- |
- |
2 |
2 |
- |
0.6 |
0.6 |
- |
|
до |
- |
16.8 |
16.8 |
- |
- |
- |
4.6 |
4.6 |
- |
6.4 |
6.4 |
- |
|
|
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
Среднее значение |
0.729 |
0.715 |
0.716 |
0.49 |
0.291 |
0.137 |
0.264 |
0.2 |
0.609 |
0.632 |
0.628 |
0.224 |
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0.08 |
0.15 |
0.14 |
- |
- |
0.03 |
0.26 |
0.41 |
- |
0.35 |
0.32 |
0.60 |
|
|
Интервал изменения |
от |
0.681 |
0.560 |
0.560 |
- |
- |
0.134 |
0.215 |
0.134 |
- |
0.383 |
0.383 |
0.031 |
|
до |
0.791 |
0.949 |
0.949 |
- |
- |
0.141 |
0.312 |
0.312 |
- |
0.847 |
0.847 |
0.457 |
|
|
Коэффициент расчлененности, ед. |
Среднее значение |
9.3 |
7.8 |
8.0 |
11.0 |
5.0 |
5.0 |
9.0 |
7.0 |
7.0 |
2.4 |
3.2 |
3.3 |
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0.16 |
0.31 |
0.30 |
- |
- |
- |
0.79 |
0.67 |
- |
0.37 |
0.64 |
0.48 |
|
|
Интервал изменения |
от |
8 |
2 |
2 |
- |
- |
- |
4 |
4 |
- |
1 |
1 |
1 |
|
до |
11 |
13 |
13 |
- |
- |
- |
14 |
14 |
- |
3 |
7 |
7 |
Рисунок 7. Карта нефтенасыщенных толщин пласта Ач31
2.5 Фильтрационно-емкостные свойства пород по результатам интерпретации ГИС
Фильтрационно-емкостные свойства и насыщенность по ГИС дается по вскрытой скважинами нефтенасыщенной части залежей пластов. В скважинах проводился стандартный комплекс геофизических исследований, утвержденный для Западной Сибири.
Сведения о коллекторских свойствах основных нефтяных пластов Равенского месторождения (число скважин, количество исследованных метров, полученные зна-чения) приводит таблица 3.4.
Пласт Ач31 - в 34 скважинах выполнены определения открытой пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности в 326.2 м эффективной толщины.
Коэффициент открытой пористости изменяется от 14.2%. до 19.8%. при сред-нем значении 18.8 %, коэффициент проницаемости – от 0.9*10-3 мкм2 до 15.9*10-3 мкм2 при среднем значении 3.1*10-3 мкм2. Коэффициент начальной нефтенасыщенности из-меняется от 32.5% до 67.7% при среднем 50.6%.
Пласт Ач32 – продуктивные коллекторы пласта вскрыты лишь одной скважиной в 1.8 м эффективной толщины. Коэффициенты открытой пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности имеют значения 16.0%, 0.6*10-3 мкм2 и 37.4% соответственно.
Пласт Ач6. - емкостные и фильтрационные характеристики пласта Ач6 также, как и пласта Ач32, исследованы по ГИС в одной скважине по 1.8 м эффективной толщины. Коэффициенты открытой пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности соответственно имеют значения 18.0%, 1.0*10-3 мкм2 и 41.0%.
Пласт ЮС01+2 – емкостные и фильтрационные характеристики пласта исследованы по ГИС в 4 скважинах по 15.4 м эффективной толщины. Коэффициент открытой пористости изменяется от 15.5 до 16.8 % при среднем 15.4%, проницаемости – от 1.9 до 5.7*10-3 мкм2 при среднем значении 3.6*10-3 мкм2. Среднее значение коэффициента начальной нефтенасыщенности составляет 49.3%, изменяясь от 22.5 до 74.3%.
Пласт ЮС1 - нефтяная залежь пласта представлена по ГИС в 7 скважинах, определения пористости, проницаемости и начальной нефтенасыщенности выполнены в 32.9 м эффективной толщины. Средние значения: пористость - 18.5%, проницаемость – 16.3*10-3 мкм2 и начальная нефтенасыщенность – 55.9%. Интервалы изменения: коэффициент открытой пористости - 16.9 - 20.1%, коэффициент проницаемости – 5.5 - 31.6*10-3 мкм2, коэффициент начальной нефтенасыщенности - 48.3 - 63.1%.
Пласт ЮС2 - охарактеризован по 17 скважинам, исследовано 46.2 м эффективной толщины. Коэффициент открытой пористости изменяется от 14.0 до 16.4%, коэффициент проницаемости – от 0.5 до 3.15*10-3 мкм2, коэффициент начальной нефтенасыщенности изменяется в интервале 38.0 – 71.2%.
Начальная нефтеводонасыщенность пластов, остаточная нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения нефти водой
Коэффициент вытеснения нефти водой (Кв) определяет полноту извлечения нефти из породы в процессе промыслового заводнения и является важнейшей физико-гидродинамической характеристикой. Определяется Кв в зависимости от начальной и остаточной нефтенасыщенности (Кнн, Кон) по формуле:
Кв = Кнн - Кон
Кнн
Остаточная нефтенасыщенность, являясь весьма важным геолого-технологическим параметром, определяет эффективность вытеснения нефти водой. При обосновании остаточной нефтенасыщенности используются различные методические подходы, но основным методом определения Кон является метод лабораторного исследования на образцах керна.
Экспериментальные исследования по вытеснению нефти водой по Равенскому месторождению выполнены только для плаcта Ач31 по скважине 317 отделом физики пласта ОИКПФ КогалымНИПИнефть на 6 образцах керна (таблица 3).
Таблица 3. Результаты лабораторных определений коэффициента вытеснения нефти водой Равенского месторождения
Проницаемость исследованных образцов изменяется от 11.25 мД до 15.17мД, открытая пористость - от 20.2 % до 21.9%, начальная нефтенасыщенность - от 58.0% до 58.2 %. Остаточная нефтенасыщенность образцов керна варьирует от 24.28% до 27.69 %.
Так как выборка реальных образцов по данному пласту недостаточно представительная, то для более достоверной оценки величины остаточной нефтенасыщенности дополнительно привлечены данные лабораторных исследований по пласту БС18-19 Кустового месторождения, непосредственно примыкающего к Равенскому месторождению и расположенного с ним в одних структурно-тектонических условиях. Сходимость значений остаточной нефтенасыщенности достаточно высокая. Остаточная нефтенасыщенность для пласта Ач3 принята равной 0.258.
Так как экспериментальные исследования выполнены только для пласта Ач3, то для обоснования остаточной нефтенасыщенности по остальным пластам использованы аналоги с других близлежащих месторождений, основываясь на том, что данные залежи незначительно отличаются по своим фильтрационно-емкостным свойствам и нефти имеют схожие физико-химические свойства.
Для пласта ЮС0 Кон принят равным 0.265 по аналогии с ЮС0 Кечимовского месторождения, для пласта ЮС1 – 0.240 по аналогии с пластом ЮС11 Кустового месторождения, для пласта ЮС2 – 0.303 как среднее значение по опытам Федоровского и Кечимовского месторождений. Остаточная нефтенасыщенность для пласта Ач6 взята по аналогии с вышележащим пластом Ач3 и равна 0.258.
2.6 Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды
Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Равенского месторождения изучена на образцах поверхностных (устьевых) проб и на образцах глубинных проб. Пробы исследовались в ОАО Тюменской Центральной лаборатории, Центре ис-следования керна и пластовых флюидов (ЦИКПФ) г.Когалым и ТОО Реагент АООТ СибНИИНП по методикам, предусмотренным Государственным отраслевым стандар-том.
Поверхностные пробы нефти и газа отбирались из выкидной линии при работе скважин на определенном режиме и соответствующем штуцере.
Глубинные пробы отбирались при испытании скважин. Анализ глубинных проб нефти производился однократным и ступенчатым способами сепарации. Анализ газа производился хромотографическим методом.
Всего на месторождении проанализировано 15 поверхностных и 25 глубинных проб нефти, 6 поверхностных и 25 глубинных проб растворенного газа. Кроме того, в скважине 163 (пласт ЮС2) проведен анализ углеводородного состава нефти. Нефти горизонта Ач3 охарактеризованы 9 поверхностными пробами (1проба забракована) и 20 глубинными пробами (12 проб нефти забракованы).
По результатам анализов поверхностных проб нефть горизонта Ач3 сернистая (0.68-0.87%), смолистая (5.43-8.73%), парафиновая (1.82-3.8%). Плотность нефти изменяется от 830 до 852 кг/м3 и в среднем составляет 837.5 кг/м3. По качественным пробам нефти однократного и ступенчатого разгазирования получены соответственно следующие параметры: плотность сепарированной нефти составила 839.7 и 831.3 кг/м3, содержание газа 120.78м3/т (101.44 м3/м3) и 105.91 м3/т (88.05 м3/м3), объемный коэффициент 1.283 и 1.213. Давление насыщения определено равным 13.22 МПа (таблица 4). Состав нефтяного газа изучен по одной устьевой пробе и 8 качественным пробам газа, выделившегося при ступенчатом разгазировании нефти. Газ высокожирный, содержание этана+высшие составили 54.1% по поверхностным пробам и 24.6% по глубинным пробам (парафиновая (2.29%), плотность нефти составляет 838.5 кг/м3 (таблица 5).Пласты горизонта ЮС0 пробами нефти и растворенного газа не охарактеризованы. Нефти горизонта ЮС1 охарактеризованы 2 поверхностными и 5 глубинными пробами (из них 3 – качественные), 5 пробами газа, полученными при разгазировании глубинных проб нефти.
Таблица 4
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пластов Равенского месторождения
|
|
Ач3 |
ЮС1 |
ЮС2 |
|||||||||
|
Наименование параметра |
Кол-во исследованных |
Диапазон значений |
Среднее значение |
Кол-во исследованных |
Диапазон значений |
Среднее значение |
Кол-во исследованных |
Диапазон значений |
Среднее значение |
|||
|
скважин |
проб |
скважин |
скважин |
проб |
скважин |
скважин |
проб |
скважин |
||||
|
Плотность при 200С, кг/м3 |
4 |
8 |
830.4-852 |
837.5 |
2 |
2 |
834.9-842 |
838.5 |
4 |
4 |
891-899 |
894 |
|
Вязкость, мПа.с |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
при 20ОС |
4 |
7 |
4.36-7.59 |
5.55 |
1 |
1 |
4.66 |
4.66 |
4 |
4 |
49.20-83.13 |
65.67 |
|
при 50ОС |
4 |
7 |
2.66-3.97 |
2.83 |
1 |
1 |
2.43 |
2.43 |
4 |
4 |
15.04-20.93 |
18.01 |
|
Молярная масса, г/ моль |
4 |
7 |
180.7-200 |
186.9 |
2 |
2 |
180.5-196 |
188.3 |
4 |
4 |
282-306 |
293.5 |
|
Температура застывания, °С |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Массовое содержание, % |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
серы |
4 |
7 |
0.68-0.87 |
0.78 |
2 |
2 |
0.74-0.86 |
0.80 |
4 |
4 |
1.76-1.86 |
1.79 |
|
смол силикагелевых |
4 |
7 |
6.06-8.73 |
6.8 |
2 |
2 |
5.96-7.16 |
6.56 |
4 |
4 |
7.69-9.36 |
8.63 |
|
асфальтенов |
4 |
7 |
0.53-0.83 |
0.66 |
2 |
2 |
0.68-1.63 |
1.16 |
4 |
4 |
1.23-2.59 |
1.90 |
|
парафинов |
4 |
7 |
1.82-3.80 |
2.72 |
2 |
2 |
2.12-2.46 |
2.29 |
4 |
4 |
2.35-3.54 |
3.10 |
|
воды |
4 |
7 |
52.5-55.5 |
54.6 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
механических примесей |
4 |
7 |
35-78 |
49.8 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Содержание микрокомпонентов, г/т |
- |
- |
- |
- |
|
|
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
ванадий |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
никель |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
Температура плавления парафина, °С |
- |
- |
- |
- |
2 |
2 |
54.5-57.4 |
56 |
4 |
4 |
50-59 |
55.6 |
|
Температура начала кипения, °С |
- |
- |
- |
- |
2 |
2 |
51-74 |
62.5 |
4 |
4 |
100-124 |
109.3 |
|
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), % |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
до 100°С |
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
до 150°С |
4 |
7 |
15.5-22.9 |
20.2 |
2 |
2 |
19.05.2021 |
20.3 |
4 |
4 |
2.5-6 |
4.8 |
|
до 200°С |
4 |
7 |
28-33.5 |
31.6 |
2 |
2 |
30.05.1932 |
31.3 |
4 |
4 |
7.8-12.5 |
10.7 |
|
до 250°С |
4 |
7 |
38.5-43.1 |
42.1 |
2 |
2 |
42.5-43 |
42.8 |
4 |
4 |
16-21 |
18.9 |
|
до 300°С |
4 |
7 |
53.2-58 |
54.7 |
2 |
2 |
55-56.5 |
55.8 |
4 |
4 |
27-33 |
30.8 |
|
Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ) |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
Таблица 5.
Свойства пластовой нефти пластов Ач3 и ЮС1 Равенского месторождения
|
Наименование параметра |
Численные значения Ач3 |
Численные значения ЮС1 |
||
|
диапазон значений |
принятые значения |
диапазон значений |
принятые значения |
|
|
Пластовое давление, МПа |
24.5-26.2 |
25.35 |
26.3 |
26.3 |
|
Пластовая температура, °С |
83 |
83 |
83 |
83 |
|
Давление насыщения, МПа |
10.21-15.8 |
13 |
9.06-9.33 |
9.13 |
|
Газосодержание, м3 /т |
90.05-130.5 |
110.2 |
79.7-81.74 |
80.98 |
|
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
745.7-772.9 |
759.3 |
750-659 |
704.5 |
|
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
- |
- |
- |
- |
|
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4 |
15.34-28.55 |
21.94 |
12.98-13.71 |
13.41 |
|
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
1.29-1.355 0.954-1.074 |
1.315
|
1.298-1.342 1.031-1.041 |
1.313 1.037 |
|
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
836.2-842.6 824.9-834.2 |
839.7 831.3 |
836.9-837.1 828.9-829.3 |
837.0 829.1 |
Таблица 6.
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти пласта Ач3 Равенского месторождения
|
Наименование параметра |
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях |
пластовая нефть |
||
|
выделившийся газ |
нефть |
выделившийся газ |
нефть |
||
|
Молярная концентрация компонентов:, % |
|
|
|
|
|
|
- сероводород |
н/обн |
- |
н/обн |
- |
- |
|
- двуокись углерода |
0.118 |
- |
0.741 |
- |
- |
|
- азот+редкие |
1.553 |
- |
1.854 |
- |
- |
|
в т.ч. гелий |
Следы |
- |
н/опр |
- |
- |
|
- метан |
44.221 |
- |
73.140 |
- |
- |
|
- этан |
8.518 |
- |
7.823 |
- |
- |
|
- пропан |
24.008 |
- |
8.550 |
- |
- |
|
- изобутан |
4.483 |
- |
1.711 |
- |
- |
|
- норм, бутан |
11.518 |
- |
3.657 |
- |
- |
|
- изопентан |
2.310 |
- |
0.600 |
- |
- |
|
- норм. пентан |
2.294 |
- |
0.931 |
- |
- |
|
- гексаны |
0.968 |
- |
0.126 |
- |
- |
|
- гептаны |
- |
- |
- |
- |
- |
|
- октаны |
- |
- |
- |
- |
- |
|
- остаток С9+ |
- |
- |
1.200 |
- |
- |
|
Молекулярная масса |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Плотность: |
|
|
|
|
|
|
- газа, кг/м3 |
1.315 |
- |
1.315 |
- |
- |
|
- газа относительная (по воздуху), доли ед. |
1.2076 |
- |
0.991 |
- |
- |
|
- нефти, кг/м3 |
- |
836.2-842.6 |
- |
824.9-834.2 |
- |
По результатам исследований качественных проб методом однократного разгазирования нефть плотностью 837 кг/м3 содержит 94.98 м3/т растворенного в ней газа.
По данным ступенчатой сепарации в нефти плотностью 829.1 кг/м3 растворено 80.9 м3/т нефтяного газа.
По результатам анализов газа, полученного при разгазировании глубинных проб нефти, нефтяной газ – жирный с содержанием С2 + высшие – 26.5%. Относительная плотность по воздуху составила 1.039.
Пласт ЮС2 охарактеризован 4 поверхностными пробами нефти.
Нефти горизонта тяжелые (плотность составила 891-899 кг/м3), смолистые (7.69 – 9.36%), сернистые (1.76 – 1.86%), парафиновые (2.35 – 3.54%).
Растворенный газ изучался по 5 поверхностным пробам, одна из которых забракована. Нефтяной газ преимущественно полужирный, содержание С2 + высшие колеблется от 2.02 до 16.1%. Газ характеризуется высоким содержанием азота (4.7–21.5%).
2.7 Запасы углеводородов
Запасы нефти и растворенного газа Равенского месторождения подсчитаны по семи пластам: ЮС2, ЮС1, ЮС02, ЮС01+2, Ач6, Ач32 и Ач31. Подсчет запасов нефти и газа по Равенскому месторождению выполнен ЗапСибГеоНАЦ по состоянию изученности на 01.01.2002 г. Начальные геологические запасы составили по категории С1: геологические – 9699 тыс.т., извлекаемые – 3402 тыс.т; по категории С2: геологические – 48450 тыс.т, извлекаемые – 8144 тыс.т. В 2003 г. в результате уточнения строения пласта ЮС2 были оперативно изменены запасы нефти по пласту ЮС2 и в целом по месторождению (протокол ГКЗ РФ №857 от 25.07.2003 г.). По промышленной категории С1 запасы нефти не изменились, по категории С2 начальные геологические запасы нефти уменьшились на 27069 тыс. т и составили 21381 тыс. т; извлекаемые запасы нефти по категории С2 составили 4193 тыс. т. Данные запасы были приняты при проектировании в Технологической схеме разработки 2005 г.
По состоянию на 01.01.2014 г. на государственном балансе по Равенскому месторождению числятся геологические запасы нефти категории С1 в количестве 11107 тыс. т, С2 – 12220 тыс. т, извлекаемые — 3983 и 1719 тыс. т. соответственно.
В связи с уточнением геологической модели произошло увеличение начальных геологических запасов по промышленным категориям, по основному объекту разработки Ач31 на 32.5%, извлекаемые – на 33.8% (протокол №18/928 от 22.11.2007г.).
По категории С2 вследствие сокращения площади залежи произошло списание 91.8% начальных извлекаемых запасов нефти.
По объекту ЮС1 были оперативно уточнены площадь залежи и нефтенасыщенные толщины (экспертное заключение №1077-07 оп от 31 октября 2007 г), в результате чего произошло списание 4.7% начальных геологических запасов нефти и 5.1% начальных извлекаемых запасов по промышленной категориям.
В период после утверждения технологической схемы (2005 г.), по результатам бурения 21 эксплуатационной скважины и переинтерпретации сейсмики 3Д была скорректирована геологическая модель залежи пласта Ач31, уточнены нефтенасыщенные толщины.
Изменения коснулись и основной залежи пласта ЮС1. По данным бурения трех эксплуатационных скважин (102, 403 и 316Г) был уточнен контур нефтеносности по всему периметру залежи и уточнены нефтенасыщенные толщины.
В связи с новыми данными, на Государственном балансе по Равенскому месторождению начальные геологические запасы в целом по месторождению по промышленным категориям по сравнению с утвержденными ГКЗ РФ увеличились на 14.5% извлекаемые - 17.1%, по категории С2 произошло списание 74.8% геологических запасов и 78.9 % извлекаемых как не подтвердившихся.
Подсчетные параметры, запасы нефти и растворенного газа на Госбалансе РФ на 01.01.2014 г. представлено в таблице (таблица 7).
Состояние запасов нефти на 01.01.2014г. показывает таблица 8.
Выводы:
В период после утверждения Технологической схемы 2005 г. уточнение геологического строения месторождения осуществлялось за счет эксплуатационного бурения, что позволило уточнить границы залежей пластов основных объектов разработки (Ач31 и ЮС1). В результате этого произошло сокращение площади нефтеносности по залежи пласта Ач31 за счет категории С2 и основной залежи пласта ЮС1 за счет категории С1. По пласту Ач31 часть запасов из категории С2 переведена в категорию С1 и из категории С1 в категорию В.
Таблица 7
Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа на госбалансе РФ на 01.01.2014 г.
|
Пласт |
Зона |
Категория запасов |
Площадь нефтенос- ности, тыс.м2 |
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
Объем нефтенасыщенных пород, |
Коэффи- циент порис- тости, доли ед. |
Коэффи- циент нефтена- сыщен-ности, доли ед. |
Перес-четный коэффи- циент, доли ед. |
Плот- ность нефти, г/см3 |
Начальные геологичес-кие запасы нефти, |
Газовый фактор, м3/т |
Начальные геологические запасы растворенного газа, |
|
тыс.м3 |
тыс. т |
млн. м3 |
||||||||||
|
Ач31 |
НЗ+ВНЗ |
В |
5177 |
10.8 |
55864 |
0.190 |
0.46 |
0.824 |
0.831 |
3343 |
106 |
354 |
|
C1 |
11442 |
3.9 |
44423 |
0.190 |
0.44 |
0.824 |
0.831 |
2542 |
106 |
269 |
||
|
В+С1 |
16619 |
6.0 |
100287 |
0.190 |
0.44-0.46 |
0.824 |
0.831 |
5885 |
106 |
622 |
||
|
ВНЗ |
C2 |
4799 |
1.3 |
6211 |
0.190 |
0.44 |
0.824 |
0.831 |
356 |
106 |
38 |
|
|
Ач32 |
ВНЗ |
C1 |
2050 |
2.07 |
4243 |
0.161-0.17 |
0.351-0.367 |
0.824 |
0.831 |
172 |
106 |
19 |
|
C2 |
3564 |
2.05 |
6691 |
0.161-0.17 |
0.351-0.367 |
0.824 |
0.831 |
318 |
106 |
33 |
||
|
Ач6 |
ВНЗ |
C2 |
1804 |
1.57 |
2832 |
0.174 |
0.407 |
0.824 |
0.831 |
137 |
106 |
15 |
|
ЮС01+2 |
НЗ+ВНЗ |
C2 |
32185 |
2.26 |
72738 |
0.159 |
0.478 |
0.833 |
0.829 |
4008 |
81 |
325 |
|
ЮС02 |
НЗ+ВНЗ |
C2 |
14646 |
2.01 |
29438 |
0.155 |
0.469 |
0.833 |
0.829 |
1547 |
81 |
126 |
|
всего ЮС01+2 |
НЗ+ВНЗ |
C2 |
46831 |
2.18 |
102176 |
0.155-0.159 |
0.469-0.478 |
0.833 |
0.829 |
5555 |
81 |
451 |
|
ЮС1(1014) |
ВНЗ |
С1 |
5424 |
4.4 |
23866 |
0.183-0.179 |
0.515-0.542 |
0.833 |
0.829 |
1555 |
81 |
126 |
|
ЮС1(199) |
ВНЗ |
C1 |
1933 |
1.87 |
3614 |
0.16 |
0.522 |
0.833 |
0.829 |
236 |
81 |
19 |
|
всего ЮС1 |
ВНЗ |
C1 |
7357 |
3.74 |
27480 |
0.16-0.179 |
0.515-0.542 |
0.833 |
0.829 |
1791 |
81 |
145 |
|
ЮС2 |
НЗ |
С1 |
14000 |
3.23 |
45220 |
0.143-0.159 |
0.415-0.700 |
0.905 |
0.867 |
3259 |
45 |
146 |
|
С2 |
325541 |
1.69 |
550164.29 |
0.143-0.159 |
0.415-0.700 |
0.905 |
0.867 |
5854 |
45 |
263 |
Таблица 8
Состояние запасов нефти на 01.01.2014г.
|
Месторождение, объект |
Утвержденные ГКЗ Протокол №857 25.07.03 г. |
Начальные запасы на гос. балансе на 1.01.2008 г. |
Текущие запасы на гос. балансе на 1.01.2008 г. |
Текущий КИН |
|||||||||||
|
Геологические, тыс.т |
Извлекаемые, тыс.т |
КИН С1/С2, доли ед. |
Геологические, тыс.т |
Извлекаемые, тыс.т |
КИН С1/С2, доли ед. |
Геологические, тыс.т |
Извлекаемые, тыс.т |
||||||||
|
ВС1 |
С2 |
ВС1 |
С2 |
ВС1 |
С2 |
ВС1 |
С2 |
ВС1 |
С2 |
ВС1 |
С2 |
||||
|
Месторождение |
9699 |
21381 |
3402 |
4193 |
0,351/0,196 |
11107 |
12220 |
3983 |
1719 |
0,359/0,141 |
10251 |
12220 |
33127 |
1719 |
0,077 |
|
Ач |
4560 |
9972 |
1830 |
2667 |
0,401/0,267 |
6057 |
811 |
2449 |
193 |
0,404/0,238 |
5335 |
811 |
1727 |
193 |
0,119 |
|
ЮС0 |
- |
5555 |
- |
671 |
-/0,121 |
- |
5555 |
- |
671 |
- /0,121 |
- |
5555 |
- |
671 |
- |
|
ЮС1 |
1880 |
- |
739 |
- |
0,393/ - |
1791 |
- |
701 |
- |
0,391/- |
1657 |
- |
567 |
- |
0,075 |
|
ЮС2 |
3259 |
5854 |
833 |
855 |
0,256/0,146 |
3259 |
5854 |
833 |
855 |
0,256/0,146 |
3259 |
5854 |
833 |
855 |
0 |
3.1 Утвержденные технологические решения и показатели разработки
Равенское месторождения открыто в 1981 г. За текущий период выполнено 3 проектных документа (таблица 9).
Таблица 9 Проектные документы по разработке Равенского месторождения
|
№ |
Название проектного документа |
Дата составления |
Организация |
Дата утверждения или отклонения |
|
1 |
Проект пробной эксплуатации Равенского месторождения |
2000 г. |
БашНИПИнефть |
Утвержден протоколом ЦКР №2552 от 29.02.2000 г. |
|
2 |
Технологическая схема разработки Равенского месторождения |
2005 г. |
ООО «КогалымНИПИнефть» |
Принята протоколом ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005 г. |
|
3 |
Авторский надзор за реализацией «Технологической схемы разработки Равенского месторождения» |
2007 г. |
ТФ ООО «КогалымНИПИнефть» |
Принят протоколом ТО ЦКР по ХМАО №979 от 14.12.2007 г. |
С 2005 г. разработка ведется на основании Технологической схемы разработки Равенского месторождения, выполненной ООО «КогалымНИПИнефть» (протокол ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005 г.), где предусматривалось:
• Выделение двух основных эксплуатационных объектов разработки – Ач31 и ЮС1.
• По объекту Ач31 разбуривание залежи осуществлять по равномерной тре-угольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м и формированием приконтурного очагово-избирательного заводнения.
• По объекту ЮС1 в оси структуры пробурить 2 горизонтальные скважины про-тяженностью участка 600 м, режим работы залежи – естественный.
• Проектные уровни:
добыча нефти – 339.5 тыс.т;
добыча жидкости – 1638.5 тыс.т.;`
закачка воды – 1824 тыс.м3;
• Фонд скважин всего – 107 ед.,
в т.ч. добывающих – 63;
нагнетательных – 39;
водозаборных – 3;
контрольных – 2.
• Фонд скважин для бурения всего – 91 ед.,
в т.ч. добывающих – 52;
нагнетательных – 35;
водозаборных – 2;
контрольных – 2.
• По объекту Ач31 в зоне развития максимальных толщин рассмотреть возмож-ность бурения горизонтальных скважин.
• Для объекта Ач31 отработать технологию ГРП.
3.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом
Фактические показатели разработки
Месторождение разрабатывается с 1996 года. На месторождении в разработке находятся 2 объекта: Ач31, ЮС1.
На 1.01.2014 г. добыча нефти с начала разработки составила 1890,4 тыс.т, добыча жидкости – 3154,66 тыс.т, закачка – 2507.9 тыс.м3. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 60,81%, текущая – 119,15%. Отбор от НИЗ составляет 24.5%, при текущей обводненности продукции 65,5%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0.09. Основную долю добычи нефти по месторождению определяет объект Ач31 (84.3% накопленной и 94.5% текущей).
Распределение текущих извлекаемых запасов нефти на месторождении по объектам выглядит следующим образом (таблица 10).
Таблица 10
Динамика основных показателей разработки Равенское месторождения по объектам эксплуатации на 01.01.2014 год
С начала разработки в целом по месторождению в добыче участвовало 35 добывающих и 11 нагнетательных скважин. Количество скважин, накопленный отбор нефти которых не превышает 20 тыс. т составляет большую часть фонда 65.6% (21 ед.), (рисунок 8). 12.5% скважин (4 ед.) с отборами 20–50 тыс. т и 7 скважин (21.9%) с отборами нефти более 50 тыс.т. Максимальный отбор нефти 114.9 тыс. т получен в скважине №109Г. Средняя накопленная добыча нефти на 1 скважину составляет 26.8 тыс.т.
В половине скважин, участвовавших в добыче (50.0%, 16 ед.) накопленный отбор жидкости не превышает 20 тыс. т, с отборами от 20 до 100 тыс. т - 37.5% (12 скважин). Количество скважин с отборами свыше 100 тыс. т составляет 12.5% (4 ед.). Максимальный отбор составляет 157.0 тыс. т (скв. №318Г). Средняя накопленная добыча жидкости на 1 скважину составляет 37.3 тыс. т.
При среднем дебите нефти действующих скважин - 20.8 т/сут, диапазон изменения дебита довольно широк – от 0.8 до 94.4 т/сут. Доля низкодебитного фонда (0-2.5 т/сут) составляет 25.0% (7 ед.), с дебитом нефти 2.5 -10 т/сут работает 32.1% скважин (9 ед.), от 10-50 т/сут. 32.1% (9 ед.) и в 3 скважинах (10.7%) дебит превышает 50 т/сут. (рисунок 9).
Рисунок 8. Распределение добывающих скважин. Равенское месторождение.
Рисунок 9. Распределение действующего фонда добывающих скважин. Равенское месторождение.
Все скважины добывающего фонда работают с водой в продукции. Обводненность продукции большей части действующего фонда - 15 скважин или 53.6% фонда не превышает 20%, в 42.9% фонда (12 ед.) обводненность в пределах 20-90% и толь-ко в 1 скважине (3.6% фонда) обводненность превысила 90%. Средняя обводненность продукции добывающих скважин действующего фонда – 34.8%.
Дебиты жидкости действующего фонда изменяются от 0.8 до 101.7 т/сут, при среднем дебите – 31.9 т/сут. С дебитами менее 5 т/сут. в эксплуатации находится 7 скважин (25.0% фонда). С дебитами 5–50 т/сут. работает большая часть фонда 57.0% (16 ед.). В 14.0% скважин дебиты более 50 т/сут. и в том числе 1 скважина (4.0% фонда) работает с дебитом более 100 т/сут.
Все 6 скважин нагнетательного фонда находятся под закачкой (рисунок 10).
Рисунок 10. Распределение нагнетательных скважин. Равенское месторождение.
Всего с начала разработки под закачкой находилось 6 скважин. В половине из них (рисунок 10) накопленная закачка не превышает 50 тыс. м3 (3 ед.), с накопленной закачкой от 50-200 тыс. м3 – 1 скважина или 16.7% фонда и с накопленной закачкой более 200 тыс. м3 - 20% фонда или 2 скважины.
При средней приемистости нагнетательных скважин 121.7 м3/сут. С приемистостью до 100 м3/сут. закачивают 3 скважины (50% фонда) (рисунок 11). 1 скважина работает с приемистостью от 100-150 м3/сут, с приемистостью более 200 м3/сут. работает 40% скважин (2ед.).
Рисунок 11. Распределение нагнетательных скважин по приемистости. Равенское месторождение.
В 2013 г. по месторождению добыча нефти составила 27,4 тыс. т, добыча жидкости – 79,7 тыс.т. Закачано 109,6 тыс. м3 воды.
Введено 6 новых скважин. Действующий фонд добывающих скважин составляет 35 ед. и 11 ед. – действующий фонд нагнетательных скважин.
Средний дебит действующих скважин по нефти составил 9,2 т/сут., по жидкости – 26,8 т/сут., обводненность – 65,7%. Средняя приемистость нагнетательных скважин – 128,9 м3/сут. (таблица 10).
Объект Ач31
Добыча нефти в 2013 г. по объекту Ач31 составила 19,83 тыс. т, добыча жидкости – 45,07 тыс.т. Закачано 96,98 тыс. м3 воды.
Введены 4 новые скважины. Действующий фонд добывающих скважин составляет 28 ед., нагнетательный – 8 ед.
Рисунок 12. Динамика технологических показателей разработки Равенского месторождения.
Средний дебит действующих скважин по нефти составил 8,32 т/сут., по жидкости – 18,9 т/сут., обводненность – 56,01%. Средняя приемистость нагнетательных скважин – 134,7 м3/сут.
Объект ЮС1
По объекту ЮС1 добыча нефти составила 7,5 тыс. т, добыча жидкости – 34,5 тыс.т. Закачано 12,57 тыс. м3 воды.
Введена 1 новая скважина. В действующем фонде добывающих скважин числится 6 ед., в действующем нагнетательном фонде 3 ед.
Средний дебит действующей скважины по нефти составил 14,85 т/сут., по жидкости – 68,25 т/сут., обводненность – 63%. Приемистость нагнетательной скважины –96,7 м3/сут.
Объект ЮС2
По объекту ЮС2 добыча нефти составила 0,06 тыс. т, добыча жидкости – 0,19 тыс.т.
В действующем фонде добывающих скважин числится 1 ед.
Средний дебит действующих скважин по нефти составил 0,69 т/сут., по жидкости – 2,1т/сут., обводненность – 66,84%.
По состоянию на 01.01.2014 г. на балансе предприятия на Равенском месторождении числится 43 скважины. В действующем фонде находятся 35 добывающих и 11 нагнетательных скважин. Весь фонд скважин, участвующий в добыче механизирован. С помощью ЭЦН работают 18 скважин (64.3%) действующего фонда и 10 (35.7%) – ШГН.
Коэффициенты использования эксплуатационного фонда добывающих скважин в целом по месторождению составляют 0.88 д.ед., нагнетательного – 0.86.
3.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения проводится за последние пять лет (2003-2007 гг.). В течение анализируемого периода разработка месторождения основывалась на:
• 2003-2004 гг. – Проекте пробной эксплуатации Равенского нефтяного ме-сторождения («БашНИПИнефть», 2000 г.);
• 2005-2006 гг. – Технологической схеме разработки (ООО «КогалымНИ-ПИнефть», 2005 г.);
• 2007 г. – Технологической схеме разработки (ООО «КогалымНИПИнефть», 2005 г.) и Авторском надзоре за реализацией технологической схемы (ТФ ООО «КогалымНИПИнефть», 2007 г.).
В 2011 году фактическая добыча нефти составила 143.1 тыс. т при проектной 152.0 тыс. т, добыча жидкости 217.0 тыс. т при проектной 196.5 тыс. т. Не смотря на превышение фактических отборов жидкости над проектными на 10.4%, добыча нефти не достигает проектной величины на 5.9%. Это связано с ростом обводненности продукции скважин, фактическая обводненность выше проектной на 11.4%. Превышение добычи жидкости над проектной обусловлено интенсификацией системы отбора и превышением фактического действующего фонда добывающих скважин над проектным.
В 2013 г. фактические уровни добычи нефти и жидкости ниже проектных показателей. Добыча нефти ниже на 16.4%, добыча жидкости на 7.2%. Действующий фонд добывающих скважин превысил проектный на 2 ед., при этом фактическая обводненность превысила проектную на 7.2%.
Таблица 11.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Равенское месторождение.
|
№ п/п |
Показатели |
ед.изм. |
Технологическая схема разработки |
Авторский надзор |
|||||
|
2011 г. |
2012 г. |
2013 г. |
|||||||
|
Проект |
Факт |
Проект |
Факт |
Тех.сх. |
Автор*. |
Факт |
|||
|
1 |
Добыча нефти, всего |
тыс.т |
152 |
143.1 |
215 |
179.7 |
238 |
189.7 |
192.8 |
|
2 |
В том числе: из переходящих скважин |
тыс.т |
103.7 |
77.3 |
173.2 |
138.4 |
226.3 |
183.7 |
182.9 |
|
3 |
новых скважин |
тыс.т |
46.1 |
65.8 |
41.8 |
41.3 |
11.7 |
6 |
9.9 |
|
4 |
механизированных скважин |
тыс.т |
152 |
143.1 |
215 |
179.7 |
238 |
189.7 |
192.8 |
|
5 |
Ввод новых добывающих скважин, всего |
шт |
7 |
8 |
12 |
6 |
4 |
4 |
4 |
|
6 |
В том числе из эксплуатационного бурения |
шт |
7 |
7 |
12 |
6 |
4 |
4 |
4 |
|
7 |
из разведочного бурения |
шт |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
8 |
переводом с других объектов |
шт |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
9 |
Среднесуточный дебит нефти новой скважины |
т/сут |
41.2 |
29.3 |
21.8 |
53.5 |
18.2 |
14.6 |
21.1 |
|
10 |
Среднее число дней работы новой скважины |
дни |
160 |
280.6 |
160 |
128.7 |
160 |
102 |
117.3 |
|
11 |
Средняя глубина новой скважины |
м |
3200 |
2963 |
3200 |
3027 |
3150 |
3075 |
2880 |
|
12 |
Эксплуатационное бурение, всего |
тыс.м. |
22.4 |
14.3 |
38.4 |
30.3 |
6.7 |
12.3 |
17.3 |
|
13 |
В т.ч.- добывающие скважины |
тыс.м. |
16.4 |
8.4 |
38.4 |
27.2 |
7.1 |
12.3 |
11.3 |
|
14 |
вспомогательные и специальные скважины |
тыс.м. |
8 |
6 |
0 |
3.1 |
0 |
0 |
6 |
|
15 |
Расчетное время работы новых скважин предыдущ.года в данном году |
скв.дни |
328 |
347 |
2296 |
2776 |
3720 |
2086.6 |
2082 |
|
16 |
Расчетная добыча нефти из новых скважин предыдущ.года в данном году |
тыс.т |
13 |
13.7 |
94.6 |
81.3 |
81.1 |
111.7 |
111.4 |
|
17 |
Добыча нефти из переходящих скважин предыдущ.года |
тыс.т |
110.2 |
110.2 |
103.7 |
77.3 |
173.2 |
138.4 |
138.4 |
|
18 |
Расчетная добыча нефти из переходящих скважин данного года |
тыс.т |
123.2 |
123.9 |
198.3 |
158.6 |
254.3 |
250 |
243.7 |
|
19 |
Ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин данного года |
тыс.т |
103.7 |
77.3 |
173.2 |
138.4 |
226.3 |
183.7 |
183 |
|
20 |
Изменение добычи нефти из переходящих скважин |
тыс.т |
-19.5 |
-46.6 |
-25.1 |
-20.2 |
-28 |
-66.4 |
-61 |
|
21 |
Процент изменения добычи нефти из переходящих скв. |
% |
-15.8 |
-37.6 |
-12.7 |
-12.8 |
-11 |
-26.5 |
-25 |
|
22 |
Мощность новых скважин |
тыс.т |
105.3 |
85.6 |
95.5 |
117.2 |
26.6 |
20.3 |
28 |
|
23 |
Выбытие добывающих скважин |
шт |
2 |
0 |
3 |
0 |
2 |
5 |
1 |
|
24 |
В том числе под закачку |
шт |
2 |
0 |
3 |
0 |
2 |
1 |
1 |
|
25 |
Фонд добывающих скважин на конец года |
шт |
18 |
21 |
27 |
27 |
29 |
26 |
28 |
|
26 |
В том числе: нагнетательных в отработке |
шт |
3 |
8 |
2 |
8 |
3 |
7 |
7 |
|
27 |
Действующий фонд добывающих скважин на конец года |
шт |
17 |
21 |
25 |
27 |
27 |
26 |
28 |
|
28 |
Перевод скважин на механизированную добычу |
шт |
7 |
12 |
0 |
19 |
4 |
0 |
|
|
29 |
Фонд механизированных скважин |
шт |
18 |
21 |
27 |
27 |
19 |
26 |
28 |
|
30 |
Ввод нагнетательных скважин |
шт |
2 |
0 |
3 |
0 |
0 |
1 |
4 |
|
31 |
Выбытие нагнетательных скважин |
шт |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
32 |
Фонд нагнетательных скважин на конец года |
шт |
4 |
3 |
7 |
6 |
7 |
7 |
7 |
|
33 |
Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года |
шт |
4 |
2 |
7 |
2 |
7 |
6 |
6 |
|
34 |
Фонд введенных резервных скважин на конец года |
шт |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
||
|
35 |
Средний дебит действующих скважин по жидкости |
т/сут |
38.9 |
31.7 |
42.1 |
36.8 |
36.5 |
32.7 |
31.9 |
|
36 |
Средний дебит переходящих скважин по жидкости |
т/сут |
36.7 |
30.3 |
43 |
34.6 |
40.1 |
33.5 |
32.4 |
|
37 |
Средний дебит новых скважин по жидкости |
т/сут |
44.3 |
34.5 |
24.3 |
57.6 |
20.3 |
15.6 |
22.3 |
|
38 |
Средняя обводненность продукции действующего фонда скважин |
% |
22.6 |
34 |
31.8 |
38.6 |
44.2 |
35 |
34.8 |
|
39 |
Средняя обводненность продукции переходящих скважин |
% |
28.2 |
44.6 |
27.8 |
44.2 |
37.6 |
35.6 |
35.9 |
|
40 |
Средняя обводненность продукции новых скважин |
% |
7.1 |
14.9 |
10.3 |
7 |
10.2 |
6.4 |
5.7 |
|
41 |
Средний дебит действ. скважин по нефти |
т/сут |
30.1 |
20.9 |
27.6 |
22.6 |
29.2 |
21.2 |
22.8 |
|
42 |
Средний дебит переход-х скважин по нефти |
т/сут |
26.3 |
16.8 |
25 |
19.3 |
30.1 |
21.6 |
22.8 |
|
43 |
Средняя приемистость нагнет-х скважин |
м3/сут |
169 |
167.7 |
170 |
162.5 |
146 |
214.8 |
121.7 |
|
44 |
Добыча жидкости всего |
тыс.т |
196.5 |
217 |
315.1 |
292.4 |
357.6 |
291.7 |
295.7 |
|
45 |
В том числе из переходящих скважин |
тыс.т |
144.5 |
139.6 |
239.9 |
248 |
301.1 |
285.4 |
285.2 |
|
46 |
из новых скважин |
тыс.т |
49.6 |
77.4 |
46.6 |
44.4 |
13 |
6.4 |
10.5 |
|
47 |
механизированным способом |
тыс.т |
196.5 |
217 |
315.1 |
292.4 |
357.6 |
291.7 |
295.7 |
|
48 |
Добыча жидкости с начала разработки |
тыс.т |
583 |
604 |
899 |
896 |
1256.1 |
1188 |
1192 |
|
49 |
Добыча нефти с начала разработки |
тыс.т |
493 |
483 |
699 |
663 |
899 |
853 |
856 |
|
50 |
Коэффициент нефтеизвлечения |
д. ед. |
0.051 |
0.044 |
0.072 |
0.06 |
9.3 |
0.077 |
0.077 |
|
51 |
Отбор от утвержденных извлекаемых запасов |
% |
14.5 |
12.1 |
20.6 |
16.6 |
26.4 |
21.4 |
21.5 |
|
52 |
Темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов |
% |
4.5 |
3.6 |
6.3 |
4.5 |
5.9 |
4.8 |
4.8 |
|
53 |
Темп отбора от текущих утве-х извлек. запасов |
% |
5 |
3.9 |
7.4 |
5.1 |
7.4 |
6.1 |
6.2 |
|
54 |
Закачка рабочего агента |
тыс.м3 |
266 |
121.4 |
420 |
114.9 |
474 |
186.8 |
192.7 |
|
55 |
Закачка рабочего агента с начала разработки |
тыс.м3 |
426 |
281 |
839 |
396 |
1296 |
583 |
589 |
|
56 |
Компенсация отбора: текущая |
% |
103.5 |
43.3 |
103.9 |
29.4 |
104.6 |
56.5 |
48 |
|
57 |
с начала разработки |
% |
54.6 |
35.5 |
71.2 |
33.5 |
80.2 |
42.5 |
37.2 |
* - Авторский надзор за реализацией проектного документа «Технологическая схема разработки Равенского месторождения» (протокол ЦКР № 979 от 14.12.2007 г.)
В 2013 г. все фактические показатели, относительно проектных авторского надзора 2007 г., находятся на проектном уровне. Относительно проектных показателей технологической схемы разработки 2005 г. фактическая добыча нефти ниже на 45.2 тыс. т или 19% (192.8 тыс. т против 238 тыс. т), добыча жидкости на 61.9 тыс. т или 17.3% (295.7 тыс. т против 357.6 тыс. т), обводненность составила 34.8%, что ни-же проектной на 9.4%.
Закачка воды на месторождении организована в 2003 г. На конец 2013 г. накопленная закачка воды составила 598 тыс. м3 при проектной величине 583 тыс. м3. Фактический годовой объем закачки выше проектного на 3.2% и составил 192.7 тыс. м3 (проект – 186.7 тыс. м3).
В 2012-2013 гг. фактические показатели не соответствуют проектным за счет отставания от проекта основного объекта Ач31, на долю которого приходится более 90% текущей добычи месторождения.
В 2013 г. фактические показатели разработки полностью соответствуют принятым в Авторском надзоре.
Проектным документом на объекте предусмотрено бурение по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 600 м и формирование приконтурного и очагово-избирательного заводнения.
Эксплуатация объекта Ач31 ведется с 1996 г. Объект Ач31 является основным, определяющим в настоящее время добычу нефти на месторождении, на его долю приходится 94.5% текущей добычи.
Максимальная добыча нефти по объекту Ач31 достигнута в 2007 г. (182.3 тыс.т.) при темпе отбора от НИЗ 7.5%, от ТИЗ 9.6% и текущей обводненности 28.4%, таблица 4.9, рисунок 4.7. В 2007 г. добыто 254.7 тыс. т жидкости.
Разработка объекта ведется высокими темпами. Объект находится на стадии растущей добычи.
Всего по состоянию на 01.01.2014 г. на объекте числится 36 скважины. В эксплуатационном фонде находятся 28 добывающих скважин, все они действующие, в том числе 8 нагнетательных в отработке на нефть. К фонду нагнетательных относится 8 скважин (таблица 12).
Карты текущего состояния разработки и накопленных отборов по состоянию на 01.01.14 г. по объекту приведены на рисунках (рисунок 14).
Средний дебит жидкости в 2013 г. по объекту составил 18,9 т/сут., изменяясь по скважинам от 1.6 до 101.7 т/сут. С дебитами менее 5 т/сут в эксплуатации находится 6 скважин (24% фонда). Большая часть фонда (15 ед. или 60%) работает с дебитами 5–50 т/сут. В пяти скважинах дебиты жидкости более 50 т/сут.
Таблица 12
Динамика основных фактических показателей разработки. Равенское месторождение. Объект Ач31
Рисунок 13. Динамика основные показатели разработки. Объект Ач31
Рисунок 14. Карта текущего состояния разработки на 01.01.2014 год. Объект Ач31 Равенского месторождения.
Средний дебит нефти в 2013 г. составляет 8,32 т/сут. Дебит нефти всего трех скважин превышает 50 т/сут. Доля низкодебитного фонда (до 2.5 т/сут) составляет 24% (6 ед.), с дебитом 2.5-10 т/сут. работает 32% скважин (8 ед.), столько же с дебитами от 10 до 50 т/сут. (рисунок 15). Широкий диапазон изменения дебитов нефти (от 1.5 до 94.4 т/сут.) скважин, работающих на объект Ач31, связан как с геолого-физическими характеристиками пласта, так и с обводненностью скважин.
Все скважины добывающего фонда работают с водой в продукции. Обводненность продукции 14 скважин (56% фонда) не превышает 20%, в одной скважине доля воды превысила 90%. Обводненность продукции добывающих скважин действующего фонда в среднем за год составила 28.4%.
Рисунок 15. Распределение действующего фонда добывающих скважин. Объект Ач31
Рисунок 16. Распределение добывающих скважин. Равенское месторождение. Объект Ач31
С начала разработки объекта Ач31 в добыче участвовало 28 скважин. У 20 скважин, накопленный отбор нефти не превышает 20 тыс. т, что составляет большую часть фонда (71.4%), (рисунок 4.9). 7.1% скважин (2 ед.) с отборами 20–50 тыс. т и 21.4% скважин (6 ед.) с отборами нефти более 50 тыс. т. Максимальный отбор нефти 114.9 тыс. т получен в скважине №109Г. Средняя накопленная добыча нефти на 1 скважину составляет 25.8 тыс. т.
Средняя накопленная добыча жидкости на 1 скважину составляет 33.9 тыс.т. Накопленный отбор жидкости не превышает 20 тыс. т у большей части скважин (53.6% или 15 ед.), отбор от 20 до 100 тыс. т имеют 35.7% (10 скважин). Количество скважин с отборами свыше 100 тыс. т составляет 10.7% (3 ед.). Максимальный отбор достигнут по скважине №109Г (119.7 тыс. т).
Все 5 скважин нагнетательного фонда находятся под закачкой (рисунок 4.12). Всего с начала разработки под закачкой находилось 5 скважин. В трех скважинах (рисунок 4.12) накопленная закачка не превышает 50 тыс. м3 (3 ед.), с накопленной закачкой от 50-200 тыс. м3 – 1 скважина и с накопленной закачкой более 200 тыс.м3 - 20% (1 ед.).
Рисунок 17. Карта накопленных отборов жидкости. Равенское месторождение. Объект Ач31
При средней приемистости нагнетательных скважин 125.7 м3/сут. С приемистостью до 50 м3/сут воду закачивают 3 скважины (60%). С приемистостью более 50 м3/сут работают 2 скважины.
Рисунок 18. Распределение нагнетательных скважин. Объект Ач31
Интенсивность системы воздействия в сравнении с проектной
Закачка на объекте организована в 2003 г. В период 2003-2006 г. под закачкой находилась одна скважина. В 2007 г. под закачку были освоены еще 4 скважины. На 01.01.2014 г. в действующем фонде нагнетательных скважин находится 8 скважин.
Объем закачанной воды в пласт в 2013 г. составил 96,98 тыс. м3, текущая компенсация отбора жидкости – 172,71% (по проекту 48.8%). Всего закачано 2040,5 тыс. м3 воды, накопленная компенсация достигла 62,82%, что ниже проектного показателя (31.4%).
Технологические режимы работы добывающих скважин в сравнении с проектными
Проектными решениями разработка объекта Ач31 предусматривалась при давлении на забое добывающих скважин минимум 13 МПа.
К действующему фонду относится 28 скважин. Все скважины механизированы, 20 скважин оборудованы ЭЦН, 8 – ШГН.
В среднем фактическое забойное давление добывающих скважин эксплуатирующихся ЭЦН равно 13.8 МПа при минимальном проектном 13 МПа. Среднее забойное давление добывающих скважин, эксплуатирующихся ШГН - 14.3 МПа.
Средний дебит жидкости скважин работающих с ЭЦН составляет 47.6 т/сут, с ШГН - 5.1 т/сут.
Технологические режимы работы нагнетательных скважин в сравнении с проектными.
Проектными решениями по разработке предусматривалось осуществлять нагнетание воды в пласт при давлении на забое – 38 МПа.
При фактическом состоянии реализации процесса разработки среднее давление нагнетания воды на устье - 15.5 МПа, на забое нагнетательных скважин – 43.5 МПа, что на 5.5 МПа выше проектного уровня.
Состояние пластового давления
Разработка объекта Ач31 осуществляется с поддержанием пластового давления. Закачка воды в пласт ведется с 2003 г. Начальное пластовое давление составляет 26.3 МПа.
Среднее текущее пластовое давление равно 25.4 МПа, что ниже начального на 0.9 МПа. В зоне отбора равно 25.4 МПа или ниже начального на 0.9 МПа, в зоне нагнетания равно 25.9 МПа - ниже начального на 0.4 МПа.
Таким образом, энергетическое состояние залежи удовлетворительное.
Состояние выработки запасов
На долю объекта Ач31 в общем объеме запасов нефти приходится 54.5% начальных геологических (5885 тыс. т) и 61.5% извлекаемых запасов (2431 тыс. т) категории ВС1 (таблица 13). На накопленную добычу нефти приходится 84.3%, текущую 94.5% добычи нефти месторождения.
С начала разработки добыто 721.6 тыс. т нефти, жидкости – 948.3 тыс. т, коэффициент нефтеизвлечения – 0.123 д.ед.
Рисунок 19. Характеристики вытеснения. Объект Ач31
На 1.01.2008 г. накопленная добыча нефти на одну реализованную скважину (добывающая + нагнетательная) составила 21.9 тыс. т
Таблица 13
Характеристика выработки запасов и технологические показатели разработки. Объект Ач31
|
Показатели |
Объект Ач31 |
|
Год ввода в разработку |
1996 |
|
Геологические запасы (Гос. баланс) ВС1, тыс. т |
5885 |
|
Извлекаемые запасы нефти (Гос. баланс), тыс. т |
2431 |
|
Максимальная добыча нефти, тыс. т |
182.3 |
|
Темп отбора от начальных геологических запасов на Гос. балансе, % |
3.1 |
|
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов на Гос. балансе, % |
7.5 |
|
на 1.01.2008 г. |
|
|
Накопленная добыча нефти, тыс. т |
721.6 |
|
Накопленная добыча жидкости, тыс. т |
948.3 |
|
Отбор от начальных извлекаемых запасов нефти на Гос баланс, % |
29.7 |
|
Накопленный водонефтяной фактор, т/т |
0.3 |
|
Текущий коэффициент нефтеизвлечения Гос. баланс, доли ед. |
0.123 |
|
Прокачка, доли ед. |
0.149 |
|
Текущие геологические запасы Гос баланс, тыс. т |
5163 |
|
Текущие извлекаемые запасы Гос баланс, тыс. т |
1709 |
|
Добыча нефти, тыс. т |
182.3 |
|
Добыча жидкости, тыс. т |
254.7 |
|
Обводненность продукции, % |
28.4 |
|
Действующий фонд добывающих скважин, шт. |
25 |
|
Действующий фонд нагнетательных скважин, шт. |
5 |
|
Темп отбора от начальных геологических запасов нефти (Гос. баланс), % |
3.1 |
|
Темп отбора от текущих геологических запасов нефти на Гос. балансе, % |
3.5 |
|
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (Гос. баланс), % |
7.5 |
|
Темп отбора от текущих извлекаемых запасов на Гос. балансе, % |
9.6 |
|
Текущий водонефтяной фактор, т/т |
0.4 |
В целом по объекту процесс выработки запасов в настоящее время осуществляется удовлетворительно, при текущей обводненности 28.4% отобрано 29.7% от начальных извлекаемых запасов нефти.
4.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки пласта Ач31
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по объекту Ач31 приведено за время действия последнего проектного документа, таблица 14.
Фактическая добыча жидкости в 2011 г. выше проектного показателя на 18.4% за счет большего количества добывающих скважин. Отбор нефти (129.4 тыс. т) при этом только соответствует проектному уровню (134.8 тыс. т), благодаря большей добыче нефти из новых скважин, чем предполагалось проектным документом. Фактически в 2011 г. в разработку были введены 8 добывающих скважин вместо 7 по проекту, и отработанное время в среднем на скважину превысило 160 дней по проекту. Добыча нефти по переходящему фонду составила 72% расчетной. Причиной послужило резкое обводнение из-за внутрипластовых перетоков в скважинах, расположенных в приконтурной зоне пласта. Среднегодовая обводненность добывающего фонда в 2010 г. составляла 21.3%, в 2011 г. доля воды в продукции перешедших скважин увеличилась до 44.6%.
По этой же причине не были достигнуты проектные уровни в 2012 и 2013 гг., рассчитанные в технологической схеме. Несоответствие фактических показателей проектным в 2012 г. также связано с неподтверждением площади нефтеносности, что привело к меньшему вводу скважин в разработку, чем предусмотрено проектом, и отставанию формирования системы заводнения.
Фактические показатели разработки объекта в 20113 г. полностью соответствуют показателям, скорректированным в Авторском надзоре, таблица 4.11.
Коэффициент нефтеизвлечения достиг величины 0.123, по проекту 0.119. Отбор от НИЗ составляет 29.7%.
Таблица 14
Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Равенское месторождение. Объект Ач31
|
№ |
Показатели |
ед. |
2011 г. |
2012 г. |
2013 г. |
||||
|
п/п |
измер. |
Проект |
Факт |
Проект |
Факт |
Техсх. |
Авторс*. |
Факт |
|
|
1 |
Добыча нефти, всего |
тыс. т |
134.8 |
129.4 |
202.6 |
171.2 |
225.8 |
178.9 |
182.3 |
|
2 |
В том числе: из переходящих скважин |
тыс. т |
88.7 |
63.6 |
160.8 |
129.9 |
214.1 |
173.0 |
172.4 |
|
3 |
новых скважин |
тыс. т |
46.1 |
65.8 |
41.8 |
41.3 |
11.7 |
6 |
9.9 |
|
4 |
механизированных скважин |
тыс. т |
134.8 |
129.4 |
202.6 |
171.2 |
225.8 |
178.9 |
182.3 |
|
5 |
Ввод новых добывающих скважин, всего |
Шт |
7 |
8 |
12 |
6 |
4 |
4 |
4 |
|
6 |
В том числе из эксплуатационного бурения |
Шт |
7 |
7 |
12 |
6 |
4 |
4 |
3 |
|
7 |
из разведочного бурения |
Шт |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1 |
|
8 |
переводом с других объектов |
Шт |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
||
|
9 |
Среднесуточный дебит нефти новой скважины |
т/сут |
41.2 |
29.3 |
21.8 |
53.5 |
18.2 |
14.6 |
21.1 |
|
10 |
Среднее число дней работы новой скважины |
дни |
160 |
280.6 |
160 |
128.7 |
160 |
102 |
117.8 |
|
11 |
Средняя глубина новой скважины |
м |
3200 |
2963 |
3200 |
3027 |
3150 |
3075 |
3068.6 |
|
12 |
Эксплуатационное бурение, всего |
тыс. м |
22.4 |
14.3 |
38.4 |
30.3 |
6.7 |
12.3 |
15.3 |
|
13 |
В т.ч.- добывающие скважины |
тыс. м |
16.4 |
8.4 |
38.4 |
27.2 |
7.1 |
12.3 |
9.355 |
|
14 |
вспомогательные и специальные скважины |
тыс. м |
8.0 |
6.0 |
0.0 |
3.1 |
0 |
0 |
6.0 |
|
15 |
Расчетное время работы новых скважин |
||||||||
|
предыдущего года в данном году |
скв.дни |
328 |
347 |
2296 |
2776 |
3720 |
2122 |
2082 |
|
|
16 |
Расчетная добыча нефти из новых скважин |
||||||||
|
предыдущего года в данном году |
тыс. т |
13.0 |
13.7 |
94.5 |
81.3 |
81.1 |
113.6 |
105.3 |
|
|
17 |
Добыча нефти из переходящих скважин предыдущего года |
тыс. т |
87.9 |
87.9 |
88.7 |
63.6 |
160.8 |
129.9 |
129.9 |
|
18 |
Расчетная добыча нефти из переходящих |
||||||||
|
скважин данного года |
тыс. т |
100.9 |
101.6 |
183.2 |
144.9 |
241.9 |
243.5 |
235.2 |
|
|
19 |
Ожидаемая добыча нефти из переходящих |
||||||||
|
скважин данного года |
тыс. т |
88.7 |
63.6 |
160.8 |
129.9 |
214.1 |
173.0 |
172.4 |
|
|
20 |
Изменение добычи нефти из переходящих скважин |
тыс. т |
-12.2 |
-38.1 |
-22.4 |
-15.0 |
-27.8 |
-70.5 |
-63.0 |
|
21 |
Процент изменения добычи нефти из переходящих скв. |
% |
-12.1 |
-37.5 |
-12.2 |
-10.3 |
-11.5 |
-29.0 |
-27.0 |
|
22 |
Мощность новых скважин |
тыс. т |
105.2 |
85.6 |
95.4 |
117.2 |
26.6 |
20.3 |
0.0 |
|
23 |
Выбытие добывающих скважин |
шт |
2 |
0 |
3 |
0 |
2 |
4 |
0 |
|
24 |
В том числе под закачку |
шт |
2 |
0 |
3 |
0 |
2 |
1 |
0 |
|
25 |
Фонд добывающих скважин на конец года |
шт |
14 |
17 |
23 |
23 |
25 |
23 |
25 |
|
26 |
В том числе: нагнетательных в отработке |
шт |
3 |
8 |
2 |
8 |
3 |
7 |
7 |
|
27 |
Действующий фонд добывающих скважин на конец года |
шт |
14 |
17 |
22 |
23 |
23 |
23 |
25 |
|
28 |
Перевод скважин на механизированную добычу |
шт |
7 |
12 |
0 |
19 |
4 |
0 |
|
|
29 |
Фонд механизированных скважин |
шт |
14 |
17 |
23 |
23 |
23 |
23 |
25 |
|
30 |
Ввод нагнетательных скважин |
шт |
2 |
0 |
3 |
0 |
0 |
1 |
4 |
|
31 |
Выбытие нагнетательных скважин |
шт |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
32 |
Фонд нагнетательных скважин на конец года |
шт |
3 |
2 |
6 |
5 |
6 |
6 |
6 |
|
33 |
Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года |
шт |
3 |
1 |
6 |
1 |
6 |
5 |
5 |
|
34 |
Фонд введенных резервных скважин на конец года |
шт |
|||||||
|
35 |
Средний дебит действующих скважин по жидкости |
т/сут |
37.8 |
33.0 |
34.7 |
38.4 |
46.2 |
32.4 |
31.1 |
|
36 |
Средний дебит переходящих скважин по жидкости |
т/сут |
35.3 |
35.2 |
38.1 |
35.9 |
48.9 |
33.4 |
31.6 |
|
37 |
Средний дебит новых скважин по жидкости |
т/сут |
44.3 |
34.5 |
24.3 |
57.6 |
20.3 |
15.6 |
22.3 |
|
38 |
Средняя обводненность продукции действующего |
||||||||
|
фонда скважин |
% |
11.4 |
28.2 |
25.2 |
34.0 |
27.8 |
28.4 |
28.4 |
|
|
39 |
Средняя обводненность продукции переходящих скважин |
% |
13.5 |
43.8 |
28.3 |
39.5 |
28.5 |
29.0 |
29.4 |
|
40 |
Средняя обводненность продукции новых скважин |
% |
7.1 |
1.8 |
10.3 |
7.0 |
10.0 |
6.4 |
5.4 |
|
41 |
Средний дебит действ. скважин по нефти |
т/сут |
33.5 |
23.7 |
26.0 |
25.3 |
33.4 |
23.2 |
22.2 |
|
42 |
Средний дебит переход-х скважин по нефти |
т/сут |
30.6 |
19.8 |
27.3 |
21.7 |
34.9 |
23.7 |
22.3 |
|
43 |
Средняя приемистость нагнет-х скважин |
м3/сут |
208.6 |
167.6 |
178.0 |
181.4 |
202.7 |
132.3 |
125.7 |
|
44 |
Добыча жидкости всего |
тыс. т |
152.1 |
180.1 |
270.8 |
259.2 |
312.6 |
250 |
254.7 |
|
45 |
В том числе из переходящих скважин |
тыс. т |
102.5 |
113.1 |
224.2 |
214.8 |
299.6 |
243.6 |
244.3 |
|
46 |
из новых скважин |
тыс. т |
49.6 |
67.0 |
46.6 |
44.4 |
13.0 |
6.4 |
10.5 |
|
47 |
механизированным способом |
тыс. т |
152.1 |
180.1 |
270.8 |
259.2 |
312.6 |
243.6 |
254.7 |
|
48 |
Добыча жидкости с начала разработки |
тыс. т |
406 |
434 |
677 |
694 |
990 |
944 |
948 |
|
49 |
Добыча нефти с начала разработки |
тыс. т |
373 |
368 |
576 |
539 |
802 |
718 |
722 |
|
50 |
Коэффициент нефтеизвлечения |
д. ед. |
0.085 |
0.063 |
0.132 |
0.092 |
0.183 |
0.119 |
0.123 |
|
51 |
Отбор от утвержденных извлекаемых запасов |
% |
20.6 |
15.1 |
31.7 |
22.2 |
44.2 |
29.3 |
29.7 |
|
52 |
Темп отбора от начальных утвержденных |
||||||||
|
извлекаемых запасов |
% |
7.4 |
5.3 |
11.2 |
7.0 |
12.4 |
7.3 |
7.5 |
|
|
53 |
Темп отбора от текущих утве-х извлек. запасов |
% |
8.6 |
5.9 |
14.1 |
8.3 |
18.2 |
9.4 |
9.6 |
|
54 |
Закачка рабочего агента |
тыс. м3 |
217.2 |
60.8 |
370.6 |
63.5 |
422 |
138.1 |
153.7 |
|
55 |
Закачка рабочего агента с начала разработки |
тыс. м3 |
293 |
136 |
663 |
200 |
1085 |
338 |
354 |
|
56 |
Компенсация отбора: текущая |
% |
105.4 |
25.3 |
105.3 |
17.8 |
104.7 |
48.8 |
42.8 |
|
57 |
с начала разработки |
% |
52.7 |
22.8 |
73.1 |
20.9 |
82.8 |
31.4 |
26.9 |
4.2 Сравнение проектных и фактических показателей применения МУН и интенсификации добычи нефти.
В настоящее время разработка месторождения ведется на основании технологической схемы разработки Равенского месторождения, выполненного ООО «КогалымНИПИнефть» в 2005 г. (протокол ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005 г.). В 2013 году с целью корректировки технологических показателей разработки ООО «КогалымНИПИнефть» выполнен Авторский надзор за реализацией «Технологической схемы разработки Равенского месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО №679 от 14.12.2007 г.). Данными документами было запланировано проведение ГТМ (таблица 15), которые направлены на повышение эффективности эксплуатации скважин, интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов:
Таблица 15
Сравнение объемов и эффективности выполнения проектных методов ПНП
|
Мероприятия |
2011 г. |
2012 г. |
2013 г. |
|||
|
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
|
|
1. ГРП |
||||||
|
а) количество проведенных операций |
1 |
3 |
1 |
1 |
2 |
3* |
|
б) дополнительная добыча нефти, тыс. т |
5.8 |
8.8 |
5.6 |
0.14 |
10.9 |
- |
|
2. Горизонтальные скважины |
||||||
|
а) количество пробуренных скважин |
- |
1** |
- |
2** |
- |
1** |
|
б) добыча нефти из всех ГС, тыс. т |
- |
37.4 |
- |
28.6 |
- |
3.6 |
|
4. Физико-химические методы ОПЗ |
||||||
|
а) количество проведенных операций |
5 |
5 |
1 |
5 |
4 |
|
|
б) дополнительная добыча нефти, тыс. т |
6.7 |
6.5 |
0.1 |
6.5 |
1.8 |
|
|
7. Прочие методы, в том числе |
||||||
|
7.1. Перфорационные методы |
||||||
|
а) количество проведенных операций |
3 |
1 |
3 |
3 |
3 |
3 |
|
б) дополнительная добыча нефти, тыс. т |
4.2 |
0.9 |
4.1 |
0.3 |
4.1 |
0.4 |
|
7.2. Гидродинамические методы |
||||||
|
а) количество проведенных операций |
9 |
1 |
14 |
5 |
14 |
5 |
|
б) дополнительная добыча нефти, тыс. т |
17.1 |
0.3 |
25.9 |
14.6 |
25.2 |
1.4 |
Примечание: * - 2 скважины освоены в ППД, 1 скважина переведена на другой объект; ** - бурение горизонтальных скважин предусмотрено пунктом протокола ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2011г. без распределения по годам.
Эффективность геолого-технических мероприятий за период 2011–2013 гг.
В период 2011-2013 гг. было проведено 47 геолого-технических мероприятий, позволивших добыть дополнительно 147.7 тыс.т нефти или 28.6% от всей добычи нефти месторождения за рассматриваемый период. К ним относятся:
Распределение объемов ГТМ и их эффективности в динамике по годам, по видам и объектам представлены в таблице (таблица 17).
Ниже приведен краткий анализ эффективности ГТМ по видам мероприятий:
Ввод новых скважин (наклонно-направленных).
Всего за рассматриваемый период 2005–2007 гг. введено 14 скважин (таблица 16):
• в 2011 году – 7 скважин;
• в 2012 году – 4 скважины;
• в 2013 году – 3 скважины.
Все скважины были введены на объект Ач31.
Ввод новых скважин (горизонтальных).
За период 2011-2013 гг. на месторождении были введены 4 новые скважины с горизонтальным окончанием ствола. Все скважины пробурены на объект Ач31. Бурение горизонтальных скважин на объекте было предусмотрено решением протокола ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2011 г., без распределения по годам.
В 2011 г. введена одна горизонтальная скважина (№109Г). Дебит нефти составил 107.9 т/сут, жидкости – 112.2 т/сут. В 2012 г. введены две горизонтальных скважи-ны №№122Г и 130Г (таблица 16). Средний дебит нефти составил 98.3 т/сут., жидкости – 104.8 т/сут. В 2013 году введена одна горизонтальная скважина (скв.№110Г). Дебит нефти составил 85.2 т/сут, жидкости – 89.6 т/сут.
Бурение горизонтальных скважин на объекте Ач31 Равенского месторождения характеризуется высокой эффективностью. Накопленная добыча нефти по четы-рём скважинам составила 69.6 тыс.т.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
По состоянию на 1.01.2014 г. на Равенском месторождении запущены в эксплу-атацию после ГРП 5 добывающих (4 – Ач31, 1 – ЮС1 ) и 2 нагнетательных (№№ 125, 132, пласт Ач31) скважины. Кроме того, ГРП был выполнен по объекту ЮС2 на двух скважинах: № 168Р (2009 г.) и № 209У (2013г.). На обеих скважинах был получен при-ток воды и они не были запущены в эксплуатацию по объекту ГРП, скважина № 209У запущена на Ач31 (таблица 17).
Таблица 16
Динамика проведения операций ГРП по годам и по объектам по состоянию на 1.01.2013 г. Равенское месторождение
|
Пласт |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
|
Ач31 |
1 |
2 |
1 |
2* |
|
|
ЮС1 |
|
1 |
|
|
|
|
ЮС2 |
1** |
1** |
Примечание: * - скважины освоены в ППД; ** - скважины не запущены в эксплуатацию по объекту ГРП
Таблица 17
Фактическая эффективность геолого-технических мероприятий по объектам разработки и месторождению в целом
|
Применяемые МУН |
2011 г. |
2012 г. |
2013 г. |
Всего по месторождению |
||||
|
Ач31 |
ЮС1 |
Ач31 |
ЮС1 |
Ач31 |
ЮС1 |
ЮС2 |
||
|
1. Ввод новых скважин (вертикальных) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кол-во скв.-опер. |
7 |
|
4 |
|
3 |
|
14 |
|
|
доп доб. нефти, тыс.т |
34.2 |
|
12.7 |
|
6.7 |
|
53.6 |
|
|
2. Ввод новых скважин (горизонтальных) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кол-во скв.-опер. |
1 |
|
2 |
|
1 |
|
4 |
|
|
доп доб. нефти, тыс.т |
37.4 |
|
28.6 |
|
3.6 |
|
69.6 |
|
|
3. ГРП |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кол-во скв.-опер. |
2 |
1 |
1 |
2* |
1** |
7 |
||
|
доп доб. нефти, тыс.т |
8.2 |
0.56 |
0.14 |
8.9 |
||||
|
4. Перфорационные методы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кол-во скв.-опер. |
1 |
|
3 |
|
3 |
|
7 |
|
|
доп доб. нефти, тыс.т |
0.9 |
|
0.3 |
|
0.4 |
|
1.6 |
|
|
5. ОПЗ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кол-во скв.-опер. |
|
|
|
1 |
4 |
|
5 |
|
|
доп доб. нефти, тыс.т |
|
|
|
0.1 |
1.8 |
|
1.9 |
|
|
6. Оптимизация режимов работы скважин |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кол-во скв.-опер. |
1 |
|
3 |
2 |
4 |
1 |
11 |
|
|
доп доб. нефти, тыс.т |
0.3 |
|
14.1 |
0.6 |
4.1 |
0.6 |
19.7 |
Примечание: * - скважины освоены в ППД; ** - скважина переведена на другой объект
За всю историю за счет 5 обработок на месторождении с учетом переходящего эффекта дополнительно добыто 20.3 тыс.т нефти. Из них: 19.7 тыс.т на пластах ачимовской толщи (в том числе в результате ГРП на скважине из бурения №214 – 15.5 тыс.т, на эксплуатационной скважине № 414 за счет форсирования отборов жид-кости при больше объемном ГРП – 3.8 тыс.т) и 0.6 тыс.т нефти на объекте ЮС1. В среднем по месторождению на одну скважино-операцию приходится 4.1 тыс.т/скв. или 1.2 тыс.т/скв. без учета скважины №214.
В целом за период 2012-2013 гг. фактическая дополнительная добыча нефти за счет 4 операций на добывающем фонде составила 20.1 тыс.т, что соответствует про-ектному уровню - 22.3 тыс.т. Без учета скважины из бурения №214 фактический пока-затель существенно ниже проектного – 4.62 тыс.т.
Объект Ач31
На ачимовской толще пластов обработки выполнены на 4 добывающих скважинах (№№212, 214, 231, 414) и 2 скважины после ГРП при вводе из бурения освоены в ППД (№№125, 132), по которым получен приток воды. На скважине №214 ГРП осуществлен при освоении после бурения, остальные 3 скважины до ГРП находились в действующем добывающем фонде.
Залежь пласта Ач31 является водоплавающей, глинистые перемычки, отделяющие нефтенасыщенные пропластки от водонасыщенных, слабо выдержаны либо отсутствуют. Разрез пласта сильно расчлененный. Нефтенасыщенные толщины пласта составили 6.0 – 9.8 м, коэффициент проницаемости низкий – 0.9 – 3.3 мД.
Все обработки на скважинах выполнены одной сервисной компанией - «ПетроАльянс». Геолого-физические особенности пласта накладывают ограничения на параметры технологии ГРП. В целом по трем обработкам закачиваемые массы проппанта составили 10.8 - 15.9 т, одна обработка на скважине №414 является большеобъемной (40 т). Использованные максимальные концентрации проппанта невысоки – 612 - 769 кг/м3, средние – 322 – 400 кг/м3. Все ГРП выполнены с использованием жидкости разрыва на нефтяной основе. При 3 операциях применялся двухкомпонентный расклинивающий агент 20/40+16/30, одна большеобъемная обработка выполнена с использованием трехфракционного проппанта 20/40+16/30+12/20.
В среднем по трем скважинам (№212, 214, 231) дебит жидкости и нефти до ГРП составил 4.1 и 3.6 т/сут (обводненность – 7.2 %), после ГРП - 40.8 и 12.4 т/сут соответственно (обводненность – 68.4 %). На скважине №414 в результате обработки был получен в 4 раза бóльший приток жидкости (160.3 т/сут), при этом дебит нефти составил 6.9 т/сут, обводненность – 95.7 %.
Суммарная дополнительная добыча нефти за счет обработок на пластах ачимовской толщи составила 19.7 тыс.т, средняя – 4.9 тыс.т/скв. или без учета скважины №214 – 4.2 тыс.т и 1.4 тыс.т/скв. соответственно.
На скважине №212 обработка выполнена 14.10.2004 г. в интервале пласта 2851.4-2863.6 м с нефтенасыщенной толщиной 7.4 м при коэффициенте проницаемости 0.9 мД. Обработка выполнена с закачкой в пласт 15.9 тонн проппанта посредством жидкости разрыва на нефтяной основе с расходом 2.1 м3/мин. После проведения ГРП дебит жидкости в среднем за 3 месяца достиг 47.5 т/сут, нефти – 5.9 т/сут, обводненность увеличилась с 21.4 % до 87.6 %. Начальный прирост дебита нефти составил 2.5 т/сут. Скважиной дополнительно добыто 0.2 тыс.т нефти, время эффекта составило 4 месяца. В марте 2007 года скважина переведена в пьезометрический фонд.
ГРП на скважине №214 выполнен в декабре 2010 г. при освоении после бурения. Скважина запущена в эксплуатацию в январе 2011 г. Обработка была выполнена в нефтенасыщенном интервале 2715.4 м - 2723.4 м. Эффективная нефтенасыщенная мощность обрабатываемого пласта составила 6 м, значение проницаемости низкое – 2.8 мД. В ходе обработки в пласт с расходом нефтяного геля 1.7 м3/мин было закачано 14.1 т проппанта при максимальной концентрации 660 кг/м3, средней – 322 кг/м3.
В результате обработки в среднем за 3 месяца дебит жидкости достиг 38.9 т/сут, дебит нефти 23.5 т/сут, обводненность – 39.6%. (рисунок 7.2). На текущий момент дополнительная добыча нефти по скважине составила 15.5 тыс. т, эффект от ГРП продолжается.
На скважине №231, эксплуатировавшейся до обработки с дебитами нефти и жидкости 5.2 и 5.8 т/сут соответственно, после ГРП (30.06.2012 г.) была получена высокая обводненность продукции – 78 %, при этом дебит по жидкости достиг 36.1 т/сут, по нефти – 7.9 т/сут. Обработка выполнена в нефтенасыщенной части пласта 2893-2900 м (эффективная нефтенасыщенная толщина составила 9.8 м, проницаемость - 3.3 мД), посредством жидкости разрыва на нефтяной основе с темпом закачки 1.6 м3/мин, использованная масса проппанта составила 10.8 тонн, средняя и максимальная концентрации – 390 и 769 кг/м3 соответственно. Время эффекта по скважине составило 4 месяца, скважиной дополнительной добыто 0.14 тыс.т нефти.
Скважина №414 обработана в июле 2011 г. Нефтенасыщенная мощность обрабатываемого пласта составила 6.2 м, проницаемость - 1.2 мД. Через интервал ГРП 2783.6 - 2792.8 м в пласт с расходом нефтяного геля 1.5 м3/мин было закачано 40 тонн трехфракционного проппанта 20/40+16/30+12/20. После обработки дебит жидкости увеличился с 2.2 до 160.3 т/сут, дебит нефти - с 2.1 до 6.9 т/сут, обводненность возросла до 95.7%. По состоянию на дату анализа дополнительная добыча нефти достигла 3.8 тыс.т, время эффекта составило 23 месяца. В сентябре 2013 года скважина была переведена в нагнетательный фонд.
Кроме того, на пластах ачимовской толщи после обработок, скважины №№125, 132 освоены в ППД.
Скважина №125 пробурена в 2010 году, в ноябре 2012 г. выполнена операция ГРП, в январе 2013 г запущена в эксплуатацию как нагнетательная скважина. При об-работке масса закачанного в пласт проппанта составила 45.3 т, максимальная концентрация – 1110 кг/м3, образование трещины осуществлялось посредством жидкости разрыва на водной основе с расходом 3.6 м3/мин. По данным ПГИ от мая 2012 г. на скважине в интервале 2841.5 – 2842.5 и до ГРП отмечался приток воды. В первый месяц после запуска приемистость скважины составила 531 м3/сут, затем она сократилась до уровня 206.5 м3/сут.
На скважине №132 операция ГРП выполнена при освоении из бурения 03.11.2012 г., введена в эксплуатацию в апреле 2013 г. При ГРП закачана масса проппанта 33.2 т с расходом водного геля - 2.4 м3/мин. За период апрель-декабрь 2013 г. приемистость скважины увеличилась с 93 м3/сут до 231 м3/сут.
По выполненным обработкам на пластах ачимовской толщи отмечается зависимость увеличения дебита жидкости и обводненности от увеличения массы проппанта . Как уже отмечалось, на скважине № 414 при закачке 40 т проппанта произошел прорыв воды от мощных водонасыщенных пропластков, в результате чего достигнут высокий дебит жидкости и существенно увеличилась обводненность скважины. При массе проппанта 10.8 - 15.9 т также отмечается высокая обводненность после ГРП 40 – 90 %. Таким образом, ГРП рекомендуется выполнять в щадящем режиме (до 5 т проппанта) и необходимо внедрение новых технологий ГРП, снижающих риск неконтролируемых водопроявлений.
Рисунок 20. Зависимость дебита жидкости и обводненности после ГРП от массы проппанта
Краткие результаты и выводы по применению ГРП
По состоянию на 1.01.2014 г. на Равенском месторождении запущены в эксплуатацию после ГРП 5 добывающих (4 – Ач31, 1 - ЮС1) и 2 нагнетательных (№№ 125, 132, пласт Ач31) скважины. Кроме того, ГРП был выполнен по объекту ЮС2 на двух скважинах: № 168Р (2009 г.) и № 209У (2013 г.). На обеих скважинах был получен при-ток воды и они не были запущены в эксплуатацию по объекту ГРП, скважина № 209У запущена на Ач31.
За всю историю за счет 5 обработок на месторождении дополнительно добыто 20.3 тыс.т нефти. Из них: 19.7 тыс.т на пластах ачимовской толщи (в том числе в результате ГРП на скважине из бурения №214 – 15.5 тыс.т, на эксплуатационной скважине № 414 за счет форсирования отборов жидкости при больше объемном ГРП – 3.8 тыс.т) и 0.6 тыс.т нефти на объекте ЮС1. В среднем по месторождению на одну скважино-операцию приходится 4.1 тыс.т/скв. или 1.2 тыс.т/скв. без учета скважины №214.
В целом за период 2011-2013 гг. фактическая дополнительная добыча нефти за счет 4 операций на добывающем фонде составила 20.1 тыс.т, что соответствует проектному уровню - 22.3 тыс.т. Без учета скважины из бурения №214 фактический показатель существенно ниже проектного – 4.62 тыс.т.
На ачимовской группе пластов в среднем дебит жидкости после ГРП достиг 40.8 т/сут, дебит нефти 12.4 т/сут (без учета скважины №414 с показателями 160.3 т/сут по жидкости и 6.9 т/сут по нефти). На пласте ЮС1 средние дебиты жидкости и нефти составили 14.6 и 6.2 т/сут соответственно.
По геолого-физическим характеристикам пласты ачимовской толщи в районе скважин с ГРП характеризуются низкими значениями коэффициентов проницаемости (0.9–3.3 мД). Нефтенасыщенная толщина пласта в интервале ГРП составляет 6.0–9.8 м.
По всем скважинам на пластах ачимовской толщи наблюдается увеличение обводненности после ГРП. В таких условиях рекомендуется выполнить опытно-промышленные работы по применению специальных добавок к жидкостям разрыва (использовать модификаторы фазовых проницаемостей, действие которых направлено на снижение фазовой проницаемости воды).
Перфорационные методы
Всего за период 2011–2013 гг. было проведено 7 ПВР (таблица 15). Все мероприятия были проведены на объекте Ач31.
В 2011 г. была проведена одна скважино-операция (скв. №215). Дебит нефти до проведения ГТМ составлял 14.5 т/сут, жидкости – 15 т/сут. Дебит нефти после ГТМ составил 18.9 т/сут, жидкости – 22.7 т/сут. Таким образом, прирост дебита нефти составил 4.4 т/сут, жидкости – 7.7 т/сут.
В 2012 г. было проведено 3 скважино-операции. Средний дебит нефти до ГТМ составлял 7.6 т/сут, жидкости – 8.6 т/сут. Средний дебит нефти после ГТМ составил 9 т/сут., жидкости – 10.1 т/сут. Таким образом, прирост дебита нефти составил 1.4 т/сут, жидкости – 1.5 т/сут.
В 2013 г. так же было проведено 3 мероприятия. Положительный эффект полу-чен только по одной скважине - №108. Дебит нефти увеличелся с 8.9 до 13.6 т/сут, по жидкости с 9.6 до 14.2 т/сут.
Таким образом, за рассматриваемый период (2011–2012 гг.) дополнительная добыча нефти от проведения прострелочно-взрывных работ на 7 скважинах составила 1560 т.
Обработка призабойной зоны (ОПЗ)
За анализируемый период было проведено 5 ОПЗ (таблица 15), из них 1 - в 2012 г. и 4 - в 2013 г.
В 2012 г. проведено одно мероприятие на объекте ЮС1 (скв. № 317И). После ГТМ дебит нефти составил 1.4 т/сут., жидкости 1.8 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила 120 тонн.
В 2013 г. мероприятие было проведено на четырех скважинах объекта Ач31. После проведения мероприятия в среднем дебит нефти на одну скважину составил 9.1 т/сут., жидкости – 14.9 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила 1.8 тыс.т
Оптимизация режимов работы скважин.
За период 2011–2012 гг. проведено 11 скважино-операций (таблица 15).
В 2011 году было проведено 1 мероприятие на скважине №414 (объект Ач31). Средний дебит нефти после ГТМ составил 9.5 т/сут., жидкости – 184.5 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила 262 тонны.
В 2012 году было проведено 5 мероприятий: 2 - на объекте ЮС1 (скв. №№ 318Г, 316Г) и 3 мероприятия на объекте Ач31 (скв. №№103Г, 109Г и 214).
Средний дебит нефти на объекте ЮС1 после проведения ГТМ составил 12.7 т/сут., жидкости – 46.2 т/сут. Дополнительная добыча нефти на объекте ЮС1 состави-ла 574 тонны.
Средний дебит нефти на объекте Ач31 после проведения ГТМ составил 75.2 т/сут., жидкости – 89.7 т/сут. Дополнительная добыча нефти на объекте Ач31составила 14.1 тыс. т.
В 2013 г. проведено 5 мероприятий, из них одно мероприятие было проведено на объекте ЮС1 (скв. №318Г), 4 на объекте Ач31(скв. №№ 107, 231, 101Г, 109Г).
Средний дебит нефти на объекте ЮС1 составил 22.3 т/сут., жидкости – 122.8 т/сут. Дополнительная добыча нефти от ГТМ - 564 тонны.
Средний дебит нефти на объекте Ач31 составил 35.4 т/сут., жидкости – 50.7 т/сут. Дополнительная добыча нефти на объекте Ач31 - 842 тонны.
Сравнение проектных и фактических показателей ГТМ
Проектными документами по месторождению за рассматриваемый период было запланировано проведение 65 геолого-технических мероприятий с общей эффективностью 122.6 тыс.т, планируемая удельная эффективность – 1886 тонн на скважино-операцию. Фактически было выполнено 34 скважино-операции с общей эффективностью 98.3 тыс.т и удельной эффективностью 2892 тонны на скважино-операцию.
Бурение горизонтальных скважин было предусмотрено решениями протокола ТО ЦКР по ХМАО №675 от 16.06.2005 г., но без «жёсткой» привязки по годам. В 2011 г. по факту пробурена 1 скважина, дополнительная добыча нефти составила 37.4 тыс.т. В 2012 г. - 2 скважины, дополнительная добыча нефти составила 28.6 тыс.т, в 2013 г. - 1 скважина и дополнительная добыча нефти составила 3.6 тыс.т.
На период 2011–2013 гг. по проекту предусматривалась проведение 15 операций по ОПЗ физико-химическими методами с дополнительной добычей нефти 19.7 тыс.т, по факту проведено 5 мероприятий и дополнительная добыча составила 1.9 тыс.т.
Применение перфорационных методов предусматривалось на 9 скважинах с эффективностью 12.4 тыс.т. Фактически проведено 7 скважино-операций с дополнительной добычей 1.6 тыс.т.
За период 2011–20113 гг. по проекту предусматривалось проведение гидродинамических методов в количестве 37 скважино-операций и дополнительной добычей нефти 68.2 тыс.т, по факту проведено 11 мероприятий с дополнительной добычей нефти – 21.3 тыс.т.
В период 2011 - 2013 гг. было запланировано выполнение 4 ГРП, фактически проведено 7 операций. Из них 3 скважины (все выполнены в 2013 году) не участвуют в добычи нефти на объекте ГРП. В целом за период 2011-2013 гг. фактическая дополнительная добыча нефти за счет 4 операций на добывающем фонде составила 20.7 тыс.т при проектном уровне 22.3 тыс.т. Без учета скважины из бурения фактический показатель существенно ниже проектного – 4.62 тыс.т.
Количественное отставание в выполнении программы ГТМ связано со значительными меньшим количеством операций по физико-химическим и гидродинамическим методам.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В процессе доразведки месторождения и эксплуатационного бурения уточнилось геологическое строение залежей. Площади нефтеносности по Ач31 и ЮС1 сократились.
Проектные решения на месторождении выполняются. В разработке находятся два объекта: Ач31 и ЮС1.
Основной проектный фонд скважин (107 ед.) реализован на 40.2%. По основным объектам: на Ач31- 66%, ЮС1 – 71.4%.
Проектный фонд скважин по Ач31 подлежит уточнению. Вследствие сокращения контуров нефтеносности нецелесообразно бурение 9 проектных скважин, местоположение которых оказалось за пределами площади залежи и двухметровой изопахиты. Пробуренные горизонтальные скважины 109Г и 130Г заменили по 2 проектные наклонно-направленные скважины. Таким образом, на 1.01.2014 г. из оставшихся к бурению 17 проектных скважин, предлагается пробурить только 6 скважин, в том числе 5 добывающих и 1 нагнетательная.
Текущее состояние объектов разработки удовлетворительное. В 2013 г. фактические показатели разработки соответствуют проектным.
Таким образом, по результатам проведённых геолого-технологических мероприятий на Равенском месторождении можно сделать следующие основные выводы:
по скважинам с наклонно-направленным окончанием ствола получены более низкие результаты – 3.83 тыс.т дополнительной добычи на скважину;
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Амелин И.Д. Особенности разработки нефтяных залежей. – М.; НЕДРА, ‒ 1978.
2. Афанасьева А.В., Горбунова А.Т., Шустеф Н.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания.‒ М.; Недра, 1975.
3. Афанасьева А.В., Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. – М.; Недра, 1980.
4. Бабалян Г.А. Леви Б.И. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. – М.: Недра, 1983.
5. Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е. и др. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Свердловск: Среднеуральское книж. изд-во, 1975.
6. Бадьянов В.А. Методика прогнозирования коэффициента охвата воздействием перывистых пластов при разработке нефтяных месторождений. НТС “Ннефть и газ Тюмени”, 1971, вып. 19. 38-42 с.
7. Баишев Б.Т., Нсайчев В.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. ‒ М. Недра, 1978.
8. Литвинов А.А., Блинов А.Ф. Промысловые исследования скважин. – М.: Недра, 1964.
9. Борисов Ю.П., Войнов В.В., Рябина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1976.
10. Васильевский В.Н., Перов А.И. Исследование скважин и пластов. – М.: Недра, 1976.
11. Вахитов Г.Г., Максимов В.П. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения. – М.: Недра, 1983.
12. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1980.
13. Горбунова Л.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1978.
14. Еронин В.А., Кривоносов Н.В. и др. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях. М.: Недра, 1978.
15. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1986.
16. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. – М.: Недра, 1976.
17. Каменецкий С.Г., Суслов В.А. Гидродинамические методы контроля текущей нефтенасыщенности пластов. – М.: Недра, 1967.
18. Козлова Т.В., Орлов В.С. Методы прогноза процесса обводнения нефтяных месторождений. – М., 1972.
19. Калганов В.П., Сургучев Н.Ш., Созонов Б. Обводнение нефтяных скважин и пластов. – М.: Недра, 1985.
20. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие – Казань, изд-во «Фен» Академии наук РТ, 2005 г.
21. Максимов М.Н. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра,1975.
22. Миронов Т.П., Орлов В.С. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении. – М.: Недра,1977.
23. Мухарский Э.Д., Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений платформенного типа. – М.: Недра, 1972.
24. Ованесов Г.П., Лапинов Э.П., Ованесов Н.Г. Совершенствование разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1973.
25. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методиками. – М.: Недра, 1977.
26. Орлов В.С. Проектирование и анализ разработанных нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. – М.: Недра,1973.
27. Сазонов В.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений пи водонапорном режиме. – М.: Недра, 1973.
28. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. (n. II) . Под ред. Гиматудинова Ш.К. – М.: Недра, 1983.
29. Сургучев М.K. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1968.
30. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добычи нефти и газа. – М.: Недра, 1965.
31. Усенко В.Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения. – М.: Недра, 1977.
32. Фазлиев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1979.
33. Чоловский И.П. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. ‒ М.: Недра, 1977.
34. Телков А.П., Грачев С.И., Краснова Т.Л., Сохошко С.К. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. – Тюмень, ООО НИПИКБС-Т, ‒ 2000. – 328 с.
35. Телков А.П., Грачев С.И., Гаврилов Е.И., Дубков И.Б., Краснова Т.Л. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефте- газоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи. – Тюмень, ООО НИПИКБС – Т. – 460 с.
36. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на
поздней стадии разработки. – М.: Недра, 2002. 640 с.
37. Хисамов Р.С., Газизов А.А. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. – М., Недра, 2003 г. – 564 с.