Содержание: ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1. История открытия и разведки месторождения. 2. Общие сведения о месторождении 3. Геолого-физическая характеристика месторождения 3.1. Характеристика геологического строения 3.2 Основные параметры пласта 3.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтеотдача 3.2.2 Характеристика толщи, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородность. 3.2.3 Показатели неоднородности пластов. 3.3 Физико-химические свойства флюидов. 3.3.1 Физико-химические свойства пластовой нефти и газа. 3.3.2 Физико-химические свойства пластовой воды. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1. Общие показатели разработки нефтяных площадей 1.1. Ввод новых скважин из бурения и освоения 1.2. Состояние пробуренного фонда 1.2.1. Эксплуатационный фонд 1.2.2. Нагнетательный фонд 1.2.3. Работа с нерентабельным фондом скважин. 1.3. Добыча нефти 1.4 Добыча газа 1.5 Обводненность продукции и скважин, добыча воды 2. Геолого-технические мероприятия по улучшению работы скважин. 2.1. Капитальный ремонт скважин. 2.2 Методы повышения нефтеотдачи пластов. 2.2.1.Гидродинамические методы с применением современных технологий. 2.2.2 Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов. 2.3. Текущий ремонт скважин 2.4 Геолого-технические мероприятия по улучшению использования фонда 3. Состояние и мероприятия по улучшению разработки 3.1 Выполнение проектных показателей по фонду скважин, плотность сетки скважин. 3.2. Состояние пластовых давлений девона и верхних горизонтов 3.3 Динамика контуров нефтеносности и ВНК 3.4. Состояние выработки по блокам, пластам, залежам продуктивных горизонтов ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1. ИСТОРИЯ ОТКРЫТИЯ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Впервые промышленная нефтеносность девонских отложений Ново-Елховского месторождения была установлена в 1950г. Первая технологическая схема разработки была составлена ТатНИИ в 1959 г., для центральной, наиболее разведанной НовоЕлховской площади. B 1962 г. на основе дополнительных данных разведочного и эксплуатационного бурения была составлена технологическая схема разработки всего Ново-Елховского месторождения. В утвержденном в 1963г. втором варианте схемы предусматривались следующие принципы разработки: 1. Разработка всех пластов эксплуатационного объекта одной сеткой скважин; 2.Продольное разрезание Ново-Елховской и Акташской площадей с выделением двух пятирядных полос добывающих скважин; разрезание Федотовской площади широтными рядами нагнетательных скважин с выделением пятирядной эксплуатационной полосы; 3. Размещение добывающих скважин на Ново-Елховской площади по сетке 700х550м (38,5 га/скв.); такие неравномерные сетки скважин были рекомендованы в НИИ для проектирования площадей Ромашкинского месторождения и были приняты по аналогии для Ново-Елховской площади, имеющей выдержанный продуктивный пласт "г", а на Акташской площади, где продуктивные пласты отличаются высокой зональной неоднородностью и рерывистостью, была рекомендована равномерная сетка 650x650 м (42,8 га/скв). На малопродуктивной Федотовской площади добывающие скважины размещались по более редкой неравномерной сетке 800х700м (56 гa/скв.). Скважины в нагнетательных рядах размещались по сетке 1200х500м в разрезающих и l500x800м в законтурном восточном нагнетательном ряду. Между нагнетательным и первым добывающим рядами предусматривалось расстояние I2001500м; 4. Добычу нефти рекомендовалось вести фонтанным способом (I2,5 МПа на забое) на востоке Ново-Елховской и на Акташской площади и механизированным способом на западе Ново-Елховской (3,0 МПа на забое) и на Федотовской площади (6,5 МПа); 5. Давление на устье нагнетательных скважин было принято равным 10-12 МПа; закачку воды в нагнетательные скважины предполагалось вести по всему эксплуатационному разрезу с переходом при необходимости на раздельный способ закачки с дифференцированным давлением на устье; в перспективе предусматривалось повышение давления нагнетания до I5 МПа, закачка промысловых сточных вод в пласте. 6. Общий фонд скважин за весь срок разработки был предусмотрен в количестве 1659, в т.ч. 350 — резервного фонда, максимальный уровень добычи нефти — 17,4млн.т. должен быть достигнут в I970г. В 1965г. институтом ТатНИИ был выполнен подсчет запасов нефти. Начальные извлекаемые запасы нефти были определены в количестве 313,1млн.т. и утверждены в ГКЗ СССР. На основе новых представлений о геологическом строении и запасах нефти в 1966 г. в ТатНИИ была составлена уточненная технологическая схема разработки 2 Ново-Елховского месторождения, где были внесены следующие принципиальные изменения в систему разработки: I. Переход к более равномерной сетке скважин, для чего были выданы дополнительные скважины для разбуривания I200 и I500-метровых полос между нагнетательными и первыми добывающими рядами. Общий проектный фонд увеличился на 385 скважин по сравнению с технологической схемой 1962 г. и составил 2044 скважины, включая 448 скважин резервного фонда, при этом средняя плотность сетки скважин в конце разработок составила 4I,9 га/скв. 2. На краевых площадях Ново-Елховского месторождения рекомендовалась избирательная система заводнения, на восточном блоке Ново-Елховской площади сохранилось линейное заводнение в центральный разрезающий и восточный законтурный нагнетательные ряды, для вовлечения верхних зонально-неоднородных и прерывистых пластов рекомендовалось очаговое заводнение, давление на устье нагнетательных скважин было принято равным I2 МПа. 3. Добыча нефти механизированным способом со средним давлением на забое 9 МПа. 4. Достижение максимального отбора нефти 11 млн.т. в 1974г. и удержание достигнутого уровня в течение 8 лет до 1981г; максимальный отбор жидкости предусматривался 24,9 млн.т. (I981г.), максимальная закачка воды в пласт -34,8 млн.м (I981г). В 1967г. уточненная технологическая схема была утверждена МНП. В I972 г. в ТатНИПИнефть была выполнена работа по анализу разработки горизонта Д0 и Д1 Ново-Елховской площади, в которой были даны рекомендации по дальнейшему развитию системы заводнения„ уплотнению сетки скважин, оптимизации работы добывающего фонда скважин. Для вовлечения в активную разработку малопродуктивных пластов (линзы, алевролиты) рекомендовалось в течение I972-75гг. проведение реконструкции системы поддержания пластового давления, замена на КНС насосов более высоконапорными, применение индивидуальных насосов типа УЭЦП, все - это позволило бы повысить давление закачки воды в пласт до I5-20 Мпа. Исходя из текущего состояния разработки Ново-Елховской площади, были скорректированы технико-экономические показатели разработки: максимальная добыча нефти 7,2 млн.т., жидкости 13,3 млн.т. и объем закачки- 18,4 млн.м3. В I973 г, в ТатНИПИнефть было проанализировано состояние разработки горизонтов Д0 и Д1 Акташской площади В 1974 г. ТатНИПИнефть было проведено технико-экономическое обоснование ввода в разработку Федотовской площади. Общий фонд скважин на площади по технологической схеме разработки I967 г. составляет 163. Для поддержания пластового давления рекомендовалось избирательное заводнение с давлением на устье 15,0 — 20 МПа. Отбор нефти рекомендовался механизированным способом с давлением на забое 9,0 МПа. Максимальный уровень добычи нефти равен 490 тыс.т. жидкости 681 тыс.т., объем закачки воды в пласт — 922 тыс.м3 В соответствии с более интенсивным вариантом разработки Ново-Елховского месторождения максимальный проектный уровень добычи нефти достигался в I975 г. и был равен 12,1 млн.т. против 11,0 млн.т по техсхеме 1967г. Интенсивное разбуривание месторождения с уплотнением сетки основного фонда скважин привело к тому, что предусмотренный техсхемой 1967г, фонд скважин 3 был разбурен на 87%, а на центральной Ново-Елховской площади — на 99%. Для вовлечения малопродуктивных песчаных линз и алевролитов предусматривалось бурение специальных нагнетательных скважин под закачку с давлением на устье 25,0 МПа. С целью повышения нефтеотдачи пластов рекомендовалась закачка в пласт поверхностно-активных веществ и серной кислоты, применение циклического заводнения. Для внедрения рекомендуемых мероприятий было необходимо провести реконструкцию системы ППД и расширение системы сбора и подготовки нефти и попутного газа. Интенсификация разработки привела к необходимости отбора жидкости более высокими темпами, чем это было предусмотрено техсхемой 1967г. В 1981г. проектом предусматривалось отобрать 31,2 млн.т. жидкости, что на 6,3млн.т. (на 25,3%) больше максимального уровня по техсхеме I967 г В дальнейшем проектом предусматривается дальнейшее наращивание отбора жидкости с заводнением его до максимального уровня 33,7млн.т в I988 г. Максимальный уровень закачки — 38,6 млн.м3 также выше уровня техсхемы. В последующих работах ТатНИПИнефть по уточнению показателей разработки Ново-Елховского месторождения и отдельных его площадей подтверждалась необходимость реконструкции системы сбора нефти и ППД для увеличения отбора жидкости и закачки воды в пласт. В технологической схеме ввода в разработку слабопроницаемых коллекторов горизонтов Д0 и Д1 Ново-Елховского месторождения, составленного ТатНИПИнефть в I980г. указывается на необходимость создания самостоятельной системы разработки на эти пласты (алевролиты, малопродуктивные песчаные линзы). Предусматривается применение насосов для закачки воды в слабопроницаемые коллектора под высоким давлением до 32 МПa на выкиде насосов, уплотнение сетки скважин до 16 га/скв. Все это требует бурения дополнительных скважин (до I990г. намечено пробурить 300 скважин для вовлечения в разработку запасов нефти в алевролитах), строительства специальной системы ППД, рассчитанной на высокие давления. В 1973-80гг. в ТатНИПИнефть были составлены проекты опытнопромышленных работ по применению серной кислоты и ПАВ повышения нефтеотдачи пластов и проект заводнения горизонтом Д1 и Д0 Ново-Елховского нефтяного месторождения с применением ПАВ. Согласно этим проектным работам закачку ПАВ на Ново-Елховском месторождении предусматривалось начать с l983 г., закачку серной кислоты в водо-нефтяной зоне с 1981г. Со временем утверждения проекта разработки горизонтов Д1 и Д0 Ново-Елховского месторождения фактические показатели разработки отличались от проектных. 3апланированный отбор нефти не достигнут, несмотря на перевыполнение плановых отборов жидкости и объема закачки воды в пласт. В I982 г. ТатНИПИнефть был составлен «Уточненный проект разработки» горизонтов Д1 и Д0 Ново-Елховского месторождения. В "Уточненном проекте" дальнейшее развитие системы заводнения рекомендуется вести по пути разукрупнения эксплуатационного объекта, размещая для бурения нагнетательные скважины на отдельные пласты и пачки пластов. Для вовлечения малопродуктивных песчаных линз предусмотрено бурение специальных нагнетательных скважин под закачку с давлением на устье до 25 МПа. Для вовлечения в активную разработку алевролитов предусмотрено создание на них специальной плотной сетки, бурение специальных нагнетательных скважин с давлением на устье до 32 Мпа. Для повышения темпов 4 выработки ВНЗ предусмотрена самостоятельная система разработки, а именно бурение дополнительных, а также организация специально-избирательного воздействия на пласты путем закачки воды преимущественно в скважины, расположенные в зоне распространения пластов с подошвенной водой с минимальной проводимостью нефтеносной части. Для доотмыва предусмотрена закачка оторочки серной кислоты в ВНЗ. Для повышения нефтеотдачи частично обводненных пластов рекомендуется закачка ПАВ. Для перемены фильтрационных потоков предусмотрено циклическое заводнение, что требует реконструкции всей системы ППД. Уточненный проект был рассмотрен на центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений СССР. В составлении отчета принимали участие все основные отделы ТатНИПИнефть и геологическая служба НГДУ" Елховнефть". 5 2.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ Ново-Елховское месторождение расположено на юго-востоке Татарстана в административном отношении – на территории Альметьевского и Заинского районов, непосредственно к западу (2-3 км) от Ромашкинского месторождения. Населенные пункты (Акташ, Ново-Елхово и др.) и нефтепромысловые объекты связаны широкой сетью асфальтированных дорог между собой и с другими поселками, городами и нефтепромысловыми объектами республики. Ст. Шентала Уфимской ж. д. находится в 50км от месторождения. Вблизи северо-восточной границы месторождения проходит ж.д. линия, связывающая гг. Бугульма и Набережные Челны. Город Альметьевск расположен в 20 км к востоку, г.Бугульма в 45 км к юго-востоку от месторождения. Ближайшие водные пристани находятся к судоходной р.Каме – г.Набережные Челны и г.Чистополь северо-восточнее месторождения. В орогогидрафическом отношении месторождение расположено в наиболее приподнятой части восточного Закамья, в пределах пологого северо-западного склона Бугульминско-Белебеевской возвышенности, занимает часть водоразделов рек Шешма, Кичуй, Степной Зай. Реки имеют многочисленные притоки, но не судоходны. Протяженность рек 120-300 км, площадь водосбора 1300-6200 км2. Период, свободный ото льда равен 200 дням. Рельеф местности сильно расчленен, холмист, склоны водоразделов изрезаны густой сетью оврагов. Значительная часть территории месторождения покрыта лиственными и реже смешанными лесами. Абсолютные отметки на водоразделах достигают более 300 метров на юго-востоке и к северу 200 метров. Минимальные отметки (100м) приурочены к речным долинам. Климат умеренно континентальный. Самый холодный месяц январь, среднемесячная температура минус 13,7-14,4 0С, минимум достигает – 48 0С, наиболее теплый месяц – июль, среднемесячная температура +18,2 +19,7 0С, абсолютный максимум +38 0С, среднегодовое количество осадков 400-490 мм, с максимумом в июле и минимумом в марте. Толщина снегового покрова составляет 0,5-1,0 м, снеговой покров держится, в среднем, 148-153 дня. Преобладающее направление ветров – южное, юго-восточное и западное, среднегодовая скорость ветров 5,2 м/сек. Для водоснабжения населенных пунктов и нефтепромысловых объектов используется вода рек Кама, Кичуй, Шешма, Степного Зая. Энергоснабжение района осуществляется от Куйбышевского ГЭС, Уруссинской и Хаинской ГРЭС, Нижне-Камской ГЭС. 6 3.ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 3.1. Характеристика геологического строения На площадях Ново – Елховского месторождения по данным бурения осадочная толща представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем. Девонская система, в состав среднего и верхнего отделов залегает на глубинах 1280 – 1930 м., и представлена в объеме четырех ярусов, от Эйфельского и Фаменского, и 14 горизонтов – от Бийского до Лебедянского включительно. Нижняя часть разреза, до Кыновского горизонта сложена терригенными породами, песчанно – глинистыми, песчанно – алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотным и глинистыми породами (горизонты Д… Д). Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 м. Общая толщина карбонатной части составляет, в среднем , 450…500 м. Толщина горизонтов карбонатного девона имеют большие колебания – от 3 до 125 м., в литологическом отношении отложения горизонтов отличаются незначительно, что существенно затрудняет их выделение в разрезе. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо – проницаемых интервалов. Каменная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от Турнейского до Гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 м., общая толщина до 820 метров. Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний карбонатный комплекс палеозоя. На Ново – Елховском месторождении эта толщина представлена Акташским типом разреза, который характерен для южного и северного куполов Татарского свода и отличается, по сравнению с бортовым типом (Билярским, Саитовским), уменьшением турнейского яруса до 120 – 200 м. И заметным увеличением толщи карбонатной части девона, что является следствием формирования Камско – Кинельской системы прогибов. В разрезе палеозоя по степени совпадения и соотношения поверхностей маркирующих горизонтов выделяется несколько структурно – тектонических этажей (СТЭ), каждый из которых имеет свои отличительные особенности. Первый СТЭ – терригенные отложения девона, второй тектонический этаж – верхняя граница проводится по кровле нижнего карбона, третий СТЭ – кровля верей – каширских отложений, четвертичный СТЭ – кровля верхнего карбона. В региональном плане для юга – востока Татарии характерно четкое совпадение основных тектонических элементов по всем СТЭ. Ново – Елховское месторождение приурочено к Акташско – Ново – Елховскому валу, структуре второго порядка, осложняющему склон Южно- Татарского свода, от центральной части которого он отделен узким (1,5 – 3 км) и сравнительно глубоким (50 – 60) Алтунино – Шунакским прогибом меридионального простирания и протяженностью около 100 км.. По терригенным отложениям девона (первый СТЭ) Акташско – Ново – Елховская структура представляет собой узкую асимметричную складку меридионального простерания со слегка ундулированной осью Восточное крыло складки в сторону Алтунино – Шунакского прогиба крутое, наклон слоев достигает 3 – 4; на западном крыле, а также периклиналях складки углы падения пород небольшие 7 12 – 15 минут.C запада от других поднятий склона складка отделяется небольшим по амплитуде Кузайкинским прогибом. Простирание его также меридиональное, но в виде прогиба он прослеживается не на всем протяжении. Как свод, так и крылья Ново – Елховскогой структуры, особенно северная переклиналь и западное крыло, осложнены локальными поднятиями и погружениями небольшой амплитуды (3 – 10 м.). Ширина складки по стратоизогипсе – 1516 м., соответствующей отметке ВНК по основному эксплуатационному объекту, составляет 14 – 18 км, длина 85 км. На месте Акташско – Елховского вала сохраняется терраса, осложненная большим числом локальных поднятий, многие из которых по морфологии близких к брахмантиклиналям. Размеры их различны – от 100 до 5000 га, наиболее часто встречаются поднятия площадью 600 – 700 га; амплитуда поднятий постигается 40 – 60 м, составляя в среднем 25 м; в целом же структурная терраса по своим размерам совпадает со складкой по девону. На Ново – Елховском месторождении по терригенному девону выделено три площади разработки: на севере – Акташская, площадь 34 тыс. га, на своде структуры – Ново – Елховская, площадью 42 тыс. га и на юге – Федотовская 12 тыс.га. Дизъюнктивных нарушений во всех СТЭ не зафиксировано, несмотря на большое количество пробуренных скважин. Все дислокации являются пликативными. Ловушки нефти во всех СТЭ определяются формой и размером структуры. Ловушки неструктурного типа не обнаружено. К структурному фактору добавляется литологический, как в терригенных, так и в карбонатных отложениях. Все залежи нефти терригенных отложений являются пластовыми сводовыми лито логически осложненными, а в карбонатных отложениях – от массивных до пластовых сводовых лито логически осложненных. На площадях Ново – Елховского месторождения нефтегазопроявления различной интенсивности и значимости по данным бурения и керна зафиксированы в различных интервалах палеозоя – от Уфимских отложений на глубинах 200 – 250 м до живетских (1800 – 1900 м) включительно. На Ново Елховском месторождении, выделяется три регионально выдержанных водоупорна, контролирующих нефтеносность продуктивных горизонтов, это, снизу вверх: кыновско – саргаевские, тульско – алексинские и верейско – каширские, глинисто – карбонатные отложения, которые делят разрез палеозоя на три самостоятельные гидродинамические толщи – природные резервуары первого порядка. Нижний природный резервуар – терригенные отложения девона. Здесь выделяется более 10 песчанно – алевролитовых пластов: пласты Д кыновского горизонта, пласты “a –д.” пашийского горизонта и пласты Д – Д живетского и эйфельского ярусов. Залежи нефти кыновского и пашийского горизонтов являются основным объектом и с 1961 г. находятся в разработке. Водонефтяной контакт для всех пластов объекта общий, все пласты – это гидродинамически - связанный резервуар. Из числа всех пробуренных скважин ВНК выделен в 496 скважинах: на Акташской площади – 256, на Ново – Елховской – 227 и на Федотовской – 13 скважин. Отметки ВНК по скважинам, а пределах месторождения колеблется в пределах: от – 1507,2 м до 1520,6 м. Средняя отметка составляет –1514,5+2,5м. Однако при рассмотрении ВНК по блокам и площади четко отмечается, что с севера на юг ВНК 8 понижается, также имеется различие в отметках ВНК для восточного и западного крыльев структуры. Эти данные указывают, что ВНК на месторождении не является строго горизонтальным, а имеет сложную поверхность, причем изменение отметок происходит не плавно, а как бы ступенообразно, что связано с приуроченностью ВНК к различным пачкам пластов и с естественным региональным наклоном, как и на Ромашкинском месторождении. Размеры ВНЗ различны, ширина ВНЗ для пластов Д составляет от 400 до 1500 метров. Значительные по размерам ВНЗ отмечаются по пластам нижнепашийского горизонта (в, г, д), а на площадях Акташской и Федотовской пласты практически полностью подстилаются подошвенной водой. Нефтеносность пластов Д – Д на месторождении пока не доказана, хотя имеются все благоприятные факторы. Промышленные залежи нефти открыты в бобриковских и турнейских отложениях. Залежь приурочены к отдельным поднятиям, осложняющих Ново – Елховский вал, по размерам небольшие (0,2 – 24 км), амплитуда до 50 м. Дебиты скважин, в среднем 3 – 4 т\сут., редко до 20 т\сут, нефть тяжелая (910 – 930 кг\м), вязкая до 40 мПа с. Геологические запасы по месторождению составляют 227,6 млн. т, категории С1 и 27,1 млн. т категории С2 по подсчету 1983 года. Отдельные залежи находятся в промышленной разработке. Кроме этих регионально нефтеносных горизонтов во втором резервуаре отмечались нефтепроявления в процессе бурения в карбонах верхнего девона (СКВ. 124,133,153,125,127,347,428,1038 и др.), однако опробование пока не дало положительных результатов. Третий природный резервуар – глинисто – карбонатные отложения верейского горизонта и карбонаты башкирского яруса, размеры залежей до 25 км, высота залежи до 60 м. Дебит скважин 1 – 5 т\сут, нефть тяжелая (915 – 940 кг\м), высоковязкая до 80 мПа с. Признаки нефтеносности отмечены в карбонатах алексинского горизонта (скв.677,79 и др.), а в СКВ. 74 получена безводная нефть с дебитом 15,4 т\сут. На соседних с Ново – Елховским месторождением площадях к пермским отложениям приурочены значительные по запасам залежи битумов. Доразведка перспективных горизонтов, “пропущенных” при эксплуатационном разбуривании месторождения, а также выявлено новых объектов в настоящее время проводится по специальной программе, которая включает пересмотр имеющихся геофизического материала с целью выделения в разрезе пористо – проницаемых интервалов с последующим испытанием их в эксплуатационных скважинах, вышедших в тираж по основным объектам разработки. 9 Средние отметки начального положения ВНК по блокам Ново – Елховского месторождения Блок Кол. скв. С ВНК. Диапазон изменения. Средняя отметка 1 2 3 4 5 6 5 11 46 84 53 57 1513,6-1517,0 1509,3-1517,0 1507,2-1516,4 1508,6-1520,5 1510,0-1512,5 1509,7-1518,2 1514,9-0,9 1511,7-1,9 1512,6-2,3 1513,4-3,0 1514,7-2,9 1513,9-2,1 Ново - Елховская площадь 1510,97 29 1519,7 1516,22,2 1509,18 76 1520,6 1514,52,9 1510,89+11 62 1520,6 1515,62,4 1512,310 21 1517,0 1514,91,0 1513,012 39 1525,3 1516,41,7 Федотовская площадь 1513,013 13 1519,2 1516,11,0 10 3.2 Основные параметры пласта 3.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтеотдача Обоснование кондиций коллекторов и их классификация проведена по методике с применением взаимной парной корреляции по следующим параметрам: пористость, проницаемость, гранулометрия (глинистость), остаточная водонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность, удельный дебит по нефти, коэффициент вытеснения нефти водой. Граничные значения пород - коллекторов и их классификация для горизонтов Д 0 и Д 1 Ново – Елховского месторождения Коллектор Неколлектор I класс низкопроницаемые или низкопродуктивные крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые песчаники II класс хорошопроницаемые или хорошопродуктивные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты менее 14 14-18 более 18 менее 70 70-200 более 200 менее70 70-85 более 85 более 5 5-2,5 менее 2,5 менее 32 32-55 более 55 менее 10 10-16 более 16 нет 68-72 72-85 менее 0,5 0,5-2,0 более 2,0 аргиллиты, алевролиты мелкоПараметры и среднезернистые, глинистые Пористость, m, % Проницаемость, К, 10-3 мкм2 Нефтенасыщенность, Кн, % (подвижная + + остаточная) Глинистость, Кгл, % Динамическая пористость = km Динамическая нефтенасыщенность, Кдн, % Коэффициент вытеснения, Квн, % Удельный дебит, т/сут м 11 3.2.2 Характеристика толщи, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородность. Основным объектом разработки с 1961 г. на месторождении являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона – горизонты Д и Д по промысловой индексации. Сложены они песчаниками, алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися между собой и переходят друг в друга. Породы коллекторы представлены песчаниками и алевролитами моно минералами. Минеральный состав – кварцевый, в небольшом количестве присутствуют политизированные и серпитизированные по левые шпаты. По гранулометрии – в составе преобладают две фракции: мелкозернистая псаммитовая и крупнозернистая алевролитовая, находящиеся на границе песчаников и алевролитов. Поэтому небольшое изменение в содержании этих фракций, что естественно не фиксируется по данным геофизики, не меняет их классификацию по литологическим признакам – песчаник, алевролит и в ряде случаев такое разделение условно. Гранулометрический состав песчаников и алевролитов по территории месторождения и разрезу продуктивных отложений одинаково, т. е. по литологии пласты объекта неотличимы. Увеличение содержания мелко – зернистой алевролитовой и особенно перлитовой фракцией резко снижает коллекторские свойства, пород, а при содержании пелитовой фракции, в среднем, более 5% породы переходят в класс не - коллекторов. Средневзвешенные параметры коллекторов по Ново-Елховскому месторождению Класс Плас-ты Д0 а б1 б2+3 в г Нефтенасыщенная толщина, м Нефте- К, насыщен- 10-3 ность, % мкм2 16,0 82 140 3,4 20,0 87 500 1,9 1,6 16,0 82 140 1,8 2,4 2,9 20,0 87 500 1 1,8 2,0 1,7 16,0 82 140 2 2,3 3,0 3,0 20,0 87 500 1 2,4 2,4 1,9 16,0 82 140 2 3,8 3,9 3,5 20,0 87 500 1 1,9 1,9 1,9 16,0 82 140 2 2,8 3,0 2,3 20,0 87 500 1 3,0 4,5 1,3 16,0 82 140 коллек- Акташ- тора ская 1 2,6 2 Ново- По месторождению: Федото- Порис- вская тость, % 2,5 1,1 3,3 3,6 1 1,6 2 Елховская 12 д 2 4,1 6,1 2,5 20,0 87 500 1 - 1,8 - 16,0 82 140 2 - 2,3 - 20,0 87 500 3.2.3 Показатели неоднородности пластов. Одной из главных особенностей геологического строения объекта является его расчлененность, которая на месторождении достаточно высока: в разрезе выделяется до 9 – 10 пластов, а для нефтенасыщенной части разреза 6 – 9 пластов. В среднем, степень расчлененности разреза практически одинакова с расчлененностью этих же отложений на Ромашкинском месторождении (соответственно 3,9 и 4,06) и два раза выше, чем на Бавлинском, на котором расчлененность горизонта Д1 равна2,0. Отмечено закономерное сокращение толщины отложений горизонтов с юга на север месторождения. Наиболее значительно сокращается толщина верхнепашийского подгоризонта – в 2,2 раза; толщина кыновского горизонта изменяется почти в 2 раза и менее всего изменяется толщина отложений нижнепашийского подгоризонта. Кроме расчлененности, основной особенностью геологического строения, определяющей систему размещения нагнетательных скважин является прерывистость в распространении коллекторов по пластам. Площадное развитие по всему месторождению имеют коллекторы только пласт “г”. Однако пласт “г” не является единым выдержанным по площади пластом. Он из всех остальных пластов наиболее расчленен – выделяется до трех пропластков, которые считать самостоятельными пластами затруднительно, т. к они не имеют своего определенного зонального интервала, а разрезе, как верхние пласты. Коллекторы остальных пластов залегают линзами различных размеров, полосами, протяженностью через все месторождение: полосы коллекторов имеют извилистые очертания, соединяются между собой протоками, рукавами, в ряде случаев полосы можно отнести к шнурковому типу. Простирание полос для пластов пашийского горизонта – субмеридиональное, для пласта Д0 - широтное. Наряду с полосовидным залеганием коллекторов, выделяют отдельные изолированные линзы различных размеров. Наибольшее число таких линз отмечаются в пластах верхнепашийского подгоризонта: 250 из 280 по объекту. В связи с наличием внутриформационных размывов при образовании терригенных отложений девона, как результат наличия нескольких ритмов осадкообразования при небольшой общей толщине отложений – отмечаются зоны слияния пластов. Зоны слияния в своем большинстве приурочены к полосам коллекторов, отмечается совпадение зон слияния между различными пластами по одним и тем же участкам, что указывает на унаследованность деятельности течений, разносивших обломочный материал по площади бассейна и приводимых на отдельных участках к размыву подстилающих отложений, что зависило от рельефа дна и скорости течений. Наиболее часто сливаются пласты верхнепашийского подгоризонта. Отсутствуют слияния в пласте Д0, но в связи с уменьшением толщины нижнекыновских глин к северо-западу, а на ряде небольших участков отмечается их полное отсутствие, можно предположить слияние пласта Д0 с пластами горизонта Д1. 13 В целом пласты объекта разработки представляют собой единую гидродинамическую систему, что подтверждается общим для всех пластов водо – нефтяным контактом. Пласты объекта обладают малой толщиной, но сравнительно хорошими емкостно-фильтрационными свойствами. Параметры коллекторов определены посредством геофизики, построенным по данным керна. Различие в параметрах внутри каждого класса по территории месторождения несущественно и обусловлено случайными ошибками в определении параметров для каждого пластового пересечения. Поэтому для расчетов приняты средние параметры по пластам коллекторов, независимо от принадлежности к пластам. Разделы между пластами коллекторами сложены глинистыми алевролитами и аргиллитами. Кыновские аргиллиты тонкослоистые, прослоями листоватые, спутанно-слоистые. Глинистый материал в основном гидрослюидный с примесью каолинита и бейделита. Кыновские аргиллиты не только надежно отделяют пласт Д0 от пластов горизонта Д1, но и являются надежной покрышкой залежей нефти терригенного девона на месторождениях Татарии и Башкирии. Анализ изменения толщи раздела между той или иной парой пластов проводился только по тем участкам месторождения, где оба пласта представлены коллекторами, т.к. в случае отсутствия одного из пластов толща раздела резко возрастает и не характеризует раздел между пластами. На Акташской площади по сравнению с Ново – Елховской толщины разделов в 1,5 – 2 раза меньше, что связано сокращением общей толщины горизонтов, и как следствие – больше случаев слияния пластов. Эти данные позволяют выделить в многопластовом объекте три пачки пластов: нижняя, в которую входят пласты “в”, “г”, и “д”, средняя – “а” (верхнепашийский подгоризонт) и верхний – Д0 (нижнекыновский подгоризонт). Эти пачки достаточно надежно разделены на всем месторождении. Свойства и состав нефти, попутного газа и воды Изучение свойств нефти и растворенного газа Ново – Елховского месторождения проводилось в ТатНИПИнефть и в Ниле объединения “Татнефть”. Исследования пластовой нефти проводилось на установках СКБ – 5 (1957 – 65 гг.), УИПН – 12 и АСМ – 300. Анализ газов выделенных при разгозировании нефти, проводилось на аппаратах ВТИ – 2, ЦИАТИМ – 51У и хромотографах. Анализ поверхностных проб нефти выполнялся по существующим ГОСТам при стандартных условиях (20 0С и 760 мм рт. ст.). Исследования свойств поверхностной нефти проведено по 94 пробам из 82 скважин, причем по 29 пробам изучен компонентный состав нефти. По изучению состава попутного газа выполнено 147 анализов из 74 скважин. Небольшое число проб по Федотовской площади объясняется тем, что площадь длительное время находилась в консервации, бурение началось, а 1978 г., однако, из – за механизированного способа эксплуатации скважин отбор ГПН затруднен. При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка результатов анализов, - к некачественным относились результаты, где отмечалось несоответствие основных показателей, например, при высоком газосодержании – низкое давление 14 насыщения, высокая вязкость нефти и др. Некачественные ГПН обусловлены, главным образом затрудненными условиями отбора в механизированных скважинах. Расчленённость разреза продуктивных отложений горизонтов Д0 и Д1 Ново – Елховского месторождения Распределение скважин по количеству пластов в разрезе по площадям месторождения, % Количество пластов в разрезе по всему разрезу Акташская НовоЕлховская по нефтенасыщенной части до ВНК Федотовская Акташская НовоЕлховская Федотовская 1 5,5 5,6 3,2 38,4 24,8 34,9 2 19,3 14,6 18,0 29,2 27,0 38,8 3 26,8 21,5 16,8 20,6 21,7 17,8 4 23,6 23,9 31,4 8,2 15,1 7,2 5 14,7 17,4 16,0 3,0 6,3 0,7 6 6,6 9,8 8,3 0,6 3,1 - 7 2,6 5,3 3,2 - 1,2 0,6 8 0,7 1,7 1,9 - 0,7 - 9 0,2 0,2 0,6 - 0,1 - 10 - 0,2 0,6 - 876 1127 156 878 1161 152 3,58 3,94 3,95 2,1 2,69 2,03 41,1 41,9 40,8 53,8 55,8 50,2 2-5 2-5 2-5 1-3 1-4 1-3 Количество скважин - Коэффициент расчленённости Вариация Кр, % Наиболее вероятное количество пластов 15 3.3 Физико-химические свойства флюидов. 3.3.1 Физико-химические свойства пластовой нефти и газа. Нефть терригенных отложений девона Ново – Елховского месторождения по основным характеристикам аналогична Ромашкинской и Туймазинской. В изменении средних значений основных параметров нефти отмечается закономерность увеличения газосодержания с юга на север (от Федотовской площади к Акташской) и, как следствие этого, увеличение объемного коэффициента, уменьшение плотности и вязкости нефти. Различия в свойствах нефти между горизонтами Д 0 и Д1 хотя и имеются, но обусловлены вариацией выборочных средних, т.е. несущественны. Средние параметры основных свойств пластовой и поверхностной нефти. Параметры Давление насыщения, МПа Газосодержание, м3\т Пересчетный коэффициент Вязкость пл. нефти, мПа*с Плотность пов. 3 нефти, кг\м Д0 Д Содержание серы, % вес Средние значения по площадям Акташская Ново-Елховская Федотовская 8,26 8,24 7,84 57,3 53,5 51,9 0,8787 0,8795 0,8849 3,95 3,97 4,5 862 861 1,6 862 863 1,6 862 863 1,6 Для залежей нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки на режимах истощения, приводятся зависимости газосодержания, объемного коэффициента и вязкости нефти от давления при пластовой температуре. Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчаноалевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м3\сут при понижении уровня воды в скважинах на 370 – 400 метров от устья. Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д0 , в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением. Подземные воды горизонтов Д0 и Д1 по своим физико-химическим свойствам на территории Ново Елховского месторождения близки между собой, различие в свойствах по площадям несущественное. Это хлор – кальциевые рассолы (по В.А. Сулину) с плотностью 1180 – 1190 кг\м3 и вязкостью в пластовых условиях 1,22 – 1,5 мПа*с. Общая минерализация составляет 250 – 300 г\л. Из микрокомпонентов 16 присутствует (мг\л) бром 605 – 823; йод 6.6 – 10; аммоний 173 – 200; бор 9 – 18; нафтеновые кислоты – следы, сероводород не обнаружен. Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статистические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д0 и Д1 , свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод, о наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами. Подземные воды терригенного девона существенно отличаются от пластовых вод верхних водоносных горизонтов. Подземные воды каменноугольной системы меньше минерализованы, в них меньше содержание кальция, больше содержание сульфатов и гидрокарбанатов. В газовом составе преобладает азот (до 75% об.), метана до 8,7%, углекислого газа до 1,6%. Воды пермских отложений приурочены к трещиноватым и кавернозным известнякам сакмарского, уфимского, казанского и татарского ярусов. Для закачки в пласт используются вода р. Камы; вода пресная, гидрокарбонатнокальциевая и гидрокарбонатно – сульфатно-кальциевая, плотностью 1000 – 1001,8 кг м3 . Поэтому смешанные воды, получаемые в процессе разработки месторождения, характеризуются значительно меньший минерализацией, повышенным содержанием сульфата и гидрокарбонатов по сравнению с пластовыми водами терригенного девона. В связи с разработкой Ново – Елховского и Ромашкинского месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки в пласт пресных вод существенно изменились гидродинамические условия недр. Скорость движения подземных вод возросла в 200 – 300 раз. От нагнетательных скважин приконтурного и законтурного заводнения движение подземных вод направлено не только к внутриконтурным эксплуатационным объектам, но и за контур нефтеносности, причем как по простиранию водоносных горизонтов, так и вертикально по разрезу. Например, в скважине 200 Ямашинской площади, расположенной в 20км к западу от Ново – Елховского месторождения, с 1969 г. по 1970г. уровень воды поднялся на 5,2 метра. В скважине 197 Черемшанской площади, расположенной в 10 км к юга – западу от месторождения, уровень воды с 1961 г. по 1964 г. повысился на 2 метра, а в 1978 г. в скважине был зафиксирован столб нефти. На Федотовской площади в скважинах 1171, 3125, 7189 и др. в карбонатах верхнефранского яруса отмечается превышение пластового давления над первоначальным на 1,2 – 2,4 МПа, что, вероятно, связано с вертикальными перетоками из терригенных отложений по ослабленным тектоническим зонам. Эти факты требуют постановки и поведения специальных гидрологических наблюдений. Настоящему времени большинство пьезометрических скважин, расположенных в законтурной зоне Ново – Елховского и Ромашкинского месторождений, вышли из строя или ликвидированы. Ограниченное количество специальных наблюдений скважин по горизонтам терригенного девона и смежным не позволяет в настоящее время оценить масштабы перетоков между горизонтами, степень влияния на гидродинамический режим водоносных горизонтов разработки месторождения и влияния ее на близлежащие нефтяные залежи соседних более мелких месторождений. По терригенным отложениям девона в законтурной части Ново – Елховского месторождения намечено из числа скважин, давших при опробовании воду, перевести 17 в фонд пьезометров три скважины – на севере, западе и юге, в районе расположения существующих скважин 15185, 164 и 15084. Физико-гидродинамические характеристики. Коллекторы сложены мономинеральными породами, глинистость в среднем составляет 2%. Коллектор гидрофильный. Вся добытая нефть с месторождения извлечена за счет заводнения, причем, в основном, за счет вытеснения нефти пресной водой. Заводнение коллекторов пластовой водой преобладало в первые годы разработки. В настоящее время преобладают процессы вытеснения нефти пресной смешанной водой. Поэтому характеристики вытеснения нефти водой являются основными для месторождения. Определение коэффициента вытеснения нефти водой по керну проведены единичным образом, которые не характеризуют весь диапазон набора проницаемости. Учитывая, что в лаборатории моделировать эти процессы крайне сложно, особенно соблюсти подобие пластовым условиям, поэтому большой интерес представляет анализ керна из заводненных зон на содержание остаточной нефти. Наряду с этим проводился анализ керна на содержание остаточной нефти, поднятой из нефтенасыщенных пластов, но в процессе отбора, который, естественно, был промыт фильтратом бурового раствора. Всего из заводненных зон было исследовано 129 образцов и 655 образцов керна, промытых фильтратом бурового раствора. Содержание остаточной нефти для керна, промытой фильтратом не зависит от проницаемости коллектора и равно 26,68. Для керна промытого пресной закачиваемой водой, отмечается некоторое уменьшение содержания остаточной нефти при увеличении проницаемости. В целом можно заключить, что в пласте остается, в среднем, 20 – 25% нефти, практически, независимо от проницаемости коллектора. Характер промывки фильтратом бурового раствора можно оценить как разовую, однократную, а для случаев заводненных пластов степень промывки значительно больше и ее можно рассматривать как оптимальную. К тому же скважины, из которых отбирался керн, попадают на заводненные участки пластов, расположенные в различных геолого-технических условиях, и через которые прошли различные объемы воды, определить которые крайне трудно. Из – за различий в степени промывки для пластов, промытых пресной водой, содержание остаточной нефти несколько меньше (19 – 24%), чем для керна, промытого фильтратом, что и должно быть. Имея две зависимости – остаточная вода – проницаемость и остаточная нефть – проницаемость, получаем зависимость Ков+он - К. Соотношение (1-Ков-Кон) характеризует содержание в породе подвижной нефти, которую возможно вытеснить водой. Отсюда получаем коэффициент вытеснения нефти водой: где Ков – коэффициент остаточного водонасыщения, Кон- коэффициент остаточного нефтенасыщения, Кн. - коэффициент начального нефтенасыщения. Запасы нефти и растворенного газа. Пересчет запасов нефти по месторождению был выполнен в 1985 г., запасы утверждены ЦКЗ Миннефтепрома и положены в основу при составлении данного проекта. Запасы нефти подсчитаны по площадям, пластам, нефтяной зоне и ВНЗ, а также классам коллекторов. При обосновании подсчетных параметров (пористости и нефтенасыщенности) получено, что определенный класс коллектора характеризуется 18 своими значениями параметров независимо от принадлежности к тому или иному пласту или зоне, и площади. Приняты следующие значения параметров: Класс коллектора Коэффициенты Пористость Нефтеносность 0,16 0,8 0,2 0,8 1 2 Значения коэффициентов, учитывающих свойства нефти, приняты следующие: Объект, площадь Плотность нефти, Объёмный кг/м3 коэффициент 862 1,137 Д по месторождению Федотовская площадь 863 Поверхностные условия, в тоннах 0,7581 1,137 0,759 Коэффициент нефтеотдачи был утвержден ГКЗ СССР 0,543 в целом по месторождению с указанием по его уточнению при проектировании разработки. Пересчет запасов 1985 г. показал, что по месторождению это значение нефтеотдачи менять нет оснований, поэтому также принят равным 0,543. Однако, учитывая различие площадей по продуктивности из – за различий в доле хорошо проницаемых коллекторов и соотношения НЗ и ВНЗ, была проведена дифференциация коэффициента нефтеотдачи: Площади Федотовкая Класс коллектора 1 2 Зоны НЗ 0,5 0,6 ВНЗ 0,43 0,46 3.3.2 Физико-химические свойства пластовой воды. По минеральному составу воды терригенного девона хлоридно-натриевые со значительным содержанием кальция и незначительным сульфатов и гидрокарбонатов, относятся к хлоркальциевому типу. По газовому составу - азотно-метановые; азота26,1 – 50,6 %,метана – 44,6-64,8% (по объему); газовый фактор составляет 240 – 463 см3/л. Вязкость пластовых вод при температуре 36 – 380 равна 1,3 – 1,4. В связи с закачкой воды в нагнетательные скважины Ново – Елховского месторождения происходит изменение минерализации пластовых вод. Закачиваемая вода пресная, гидрокарбонатно – сульфатно-кальциевая, удельного веса 1,0001 – 1,0012 г/м, с общей минерализацией 2,5 – 3,0 м/экв/100 гр. Поэтому смешанные воды, характеризующиеся меньшей минерализацией, повышенным содержание сульфатов и гидрокарбонатов по сравнению с пластовыми водами. 19 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1. Общие показатели разработки нефтяных площадей Государственный заказ по добыче нефти по НГДУ в 2005 году выполнен на 102,2 % . Сверх норм добыто 32609т. 1.1. Ввод новых скважин из бурения и освоения В отчетном году введено в эксплуатации 18 скважин при норме 18 скважин. 1.2. Состояние пробуренного фонда В 2005 году бурение велось на площадях Ново-Елховского месторождения. В фонд НГДУ в 2005 году из бурения принято 16 скважин. Динамика пробуренного фонда скважин по категориям приведена в таблице №1: Таблица №1 Состав фонда на на 1.01.2005г. 1.01.2006г. Эксплуатационный фонд 1760 1681 (доб.) В т.ч. действующих 1558 1552 Эксплуатационный фонд 789 821 (наг.) Законсервированных скв. 106 125 Пьезометрические 148 147+49 +экологические скв. Разведочные 7 7 Поглотительные 2 2 Скв.дающие тех.воду 5 5 Ликвид. + ожид.ликв. скв. 292+125 307+106 Всего скважин 3234 3250 1.2.1. Эксплуатационный фонд В текущем году эксплуатационный фонд добывающих скважин на 1.01.2006г. составляет 1681 скважин. В таблице №2 приводится баланс эксплуатационного фонда добывающих скважин: Таблица №2 Эксплуатационный фонд на 1.01.2005 г. 1760 Прибыло новых скважин из бурения 16 20 Прибыло из контрольных Прибыло из консервации Прибыло из ликвидированного фонда Прибыло в эксплуатационный фонд Выбыло в ППД Выбыло в консервированный фонд Выбыло в пьезометрический фонд Всего выбыло из эксплуатационного фонда Эксплуатационный фонд на 1. 01 . 2006 г. 4 14 2 36 24 50 41 115 1681 Из общего эксплуатационного фонда действующих 1552 скважины, 128 скважин в бездействии после эксплуатации, 1 скважина в освоении после бурения. В 2005 году пущено из бездействия 64 скважины. Изменения действующего фонда по способам эксплуатации приводится в таблице №3: Таблица №3 Способ эксплуатации На 1.01.2005г. На 1.01.2006г. Действующий фонд 1558 1552 В том числе фонтанных ЭЦН 93 86 СКН 1465 1466 Общий механизированный фонд на 1.01. 2006 г. составляет 1552 скважины. 1.2.2. Нагнетательный фонд Нагнетательный фонд на 1.01.2006 года составляет 821 скважина. Под закачкой (нагнетанием) воды находится 795 скважин, в том числе 175 скважин остановлены по технологической причине. Бездействующий фонд составляет 26 скважин. В 2005 году пущено из бездействия 15 скважин. В таблице №4 приводится баланс нагнетательного фонда: Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на 1. 01. 2005 г. Переведено из добывающего фонда Переведено из пьезометрического фонда Переведено из консервированного фонда Переведено из ликвидированного фонда Переведено из ожид.ликвидации Всего прибыло скважин Выбыло из нагнетательного фонда Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на 1.01.2006г. Таблица №4 789 24 2 4 1 2 33 1 821 21 В 2005 году под закачку освоено и введено 30 скважин, в том числе 9 скважин на горизонт До, Д1, 21 скважина на С1+С2. Соотношение действующего фонда нагнетательных и добывающих скважин на 1.01.2006 года составляет по девону - 1:1,6; по карбону – 1:2,6; по месторождению 1:2,1. 1.2.3. Работа с нерентабельным фондом скважин. В настоящее время по ОАО «Татнефть» ведется целенаправленная работа по остановке нерентабельного фонда скважин. С 2003 года введено понятие рентабельность эксплуатации скважин и за этот период проделана большая работа по оценке рентабельности скважин. Методика расчета рентабельности скважин все время усовершенствуется, однако есть ряд моментов, оценка которых экономически затруднительна по техническим или иным причинам. По НГДУ «Елховнефть» остановили 186 нерентабельных скважин (в том числе 66 убыточных) с июля месяца 2003 года по декабрь месяц 2005 года, согласно «Протокола2003г.» и «Протокола–2004г.», «Протокола–2005г., опираясь не столько на экономические затраты, а в основном исходя из дебита, из обводненности продукции, пластовых давлений, от возможности увеличения дебитов по нефти, от запасов нефти и так далее (таблица №5). По ним потери нефти, связанных с остановкой, составили 30845 тонн, дополнительная добыча нефти за счет компенсационных геолого-технических мероприятий (на 71 скважине) составила 43778 тонн. В НГДУ «Елховнефть» в 2003 году по «Протоколу –2003г.» остановили 60 нерентабельных скважин с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 13,4 т/сут (45-девонских скважин с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 14,2 т/сут, 15 скважин верхнего горизонта с дебитом 0,3 т/сут, жидкости 11,0 т/сут) при плане 60 скважин, в том числе 20 убыточных с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 27,4 т/сут (16-девонских скважин с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 26,7 т/сут, 4 скважины верхнего горизонта с дебитом 0,4 т/сут, жидкости 30,1 т/сут) при плане 20. Потери нефти из-за остановки нерентабельных скважин по «Протоколу –2003г.» с июля 2003 года по декабрь 2005 года составили 16833 тонны, дополнительная добыча за счет компенсационных геолого-технических мероприятий (на 17 скважинах) составила 25718 тонн. В 2004 году по «Протоколу –2004г.» остановили 76 нерентабельных скважин с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 14,4 т/сут (46-девонских скважин с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 17,7 т/сут, 30 скважин верхнего горизонта с дебитом 0,3 т/сут, жидкости 9,4 т/сут) при плане 72 скважины, в том числе 43 убыточных с дебитом нефти 0,3 т/сут, жидкости 14,2 т/сут (29-девонских скважин с дебитом нефти 0,3 т/сут, жидкости 16,4 т/сут, 14 скважин верхнего горизонта с дебитом 0,3 т/сут, жидкости 9,8 т/сут) при плане 43. Потери нефти из-за остановки нерентабельных скважин по «Протоколу –2004г.» с января 2004 года по декабрь 2005 года составили 10608 тонн, дополнительная добыча за счет компенсационных геолого-технических мероприятий (на 19 скважинах) составила 14005 тонн. 22 В 2005 году по «Протоколу–2005г.» остановили 50 нерентабельных скважин с дебитом нефти 0,6 т/сут, жидкости 4,8 т/сут (20 - девонских скважин с дебитом нефти 0,6 т/сут, жидкости 5,6 т/сут, 30 скважин верхнего горизонта с дебитом нефти 0,6 т/сут, жидкости 4,2 т/сут) при плане 50 скважин, в том числе 3 убыточных с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 5,5 т/сут (2-девонские скважины с дебитом нефти 0,4 т/сут, жидкости 8,0 т/сут, 1 скважина верхнего горизонта с дебитом 0,4 т/сут, жидкости 0,6 т/сут) при плане 3. Потери нефти из-за остановки нерентабельных скважин по «Протоколу –2005г.» с января по декабрь 2005 года составили 3404 тонны, дополнительная добыча за счет компенсационных геолого-технических мероприятий (на 35 скважинах) составила 4055 тонн. Таким образом, за счет проведения геолого-технических мероприятий обеспечивается компенсация потерь добычи нефти, связанных с остановкой. Анализируя в целом рентабельность эксплуатации скважин можно сказать следующее: 1. Произошёл рост количества рентабельных скважин в результате: остановки 186 нерентабельных скважин; производства геолого-технических мероприятий. 2. Сократили отбор жидкости, тем самым сэкономили на электроэнергии и переработку. В целом, оценивая результаты работ по остановке нерентабельных скважин можно сделать следующий вывод. В связи с тем, что на сегодня нет технической, технологической возможности определить с достаточной точностью дебиты конкретных скважин, обводненности их, потребление электроэнергии, расход материалов и нет совершенной методики определения рентабельности, опираясь только на экономические расчеты нельзя останавливать скважины. Необходимо усовершенствовать инструментальные замеры данных по каждой скважине, а также по скважинную конкретизацию других затрат. В целом, оценивая результаты инвестиций в ГТМ, можно сделать вывод о том, что введение экономической основы в ГТМ дало положительные результаты, но происходит перекос в сторону выборочного отбора «легких» запасов в ущерб разработке месторождения и конечного коэффициента нефтеотдачи. 1.3. Добыча нефти В НГДУ «Елховнефть» за 2005 год добыто 1492,6т.т. при нормах 1460т.т. план по добыче выполнен на 102,2%. Из горизонтов Д0+Д1 на 1.01.2006 г. от начальных извлекаемых запасов отобрано по Ново-Елховской площади 88,6%, по Федотовской площади 72,2%, по Ново-Елховскому месторождению 87,36%. Из горизонтов С1+С2 НовоЕлховского месторождения на 1.01.2006г. отобрано 37,55%. Основной отбор нефти по месторождению идет из верхней пачки пластов «Б1, Б2+3» девона НовоЕлховской и Федотовской площадей и нижнего карбона. Для выполнения плана по добыче нефти в течение 2005 года проводились запланированные геолого - технические мероприятия. 23 1.Перевод скважин на более производительные насосы. 2 Приведены скважины к оптимальному режиму эксплуатации. 3.Ввод новых скважин в эксплуатацию на нефть и под закачку воды. 4.Изоляционные и ремонтные работы. 5.Применение гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов и обработка призабойной зоны. Из горизонтов До+Д1 Ново-Елховского месторождения за 2005 год добыто 670,05т.т. нефти. Из залежей верхних горизонтов – 822,6т.т. нефти. В общем балансе нефти за 2005 год извлечено по Ново-Елховской площади 33,8% , по Федотовской площади -11%, по верхним горизонтам -55,2%. Годовая добыча нефти по Ново-Елховскому месторождению по сравнению с прошлым годом увеличилась на 13,3т.т., по Ново-Елховской площади и нижнему карбону увеличилась на 8,8т.т. и 27,4т.т. соответственно, по Федотовской площади уменьшилась на 22,85т.т. Из переходящих скважин НГДУ добыто 1462,6т.т. нефти или 98%, из новых скважин - 30т.т. нефти или 2,2%; из скважин, введенных из неработающего фонда – 47,5т.т. или 3,2%. Добыча нефти механизированным способом за 2005 год составила 100%. Доля добычи из скважин оборудованных ЭЦН снизилось по сравнению с прошлым годом с 16,5% до 13,3%, - СКН возросла с 83,4% до 86,7%. Добыто нефти методом свабирования 2798т. при плане 2760т. По Ново-Елховскому месторождению дебит одной действующей скважины по сравнению с прошлым годом увеличился с 3,07т/с до 3,22т/с, на скважинах оборудованных СКН увеличился до 2,98т/с. Среднесуточный дебит по жидкости на одну действующую скважину увеличился с 11,72т/с до 12,37т/с., на одну скважину СКН - увеличился с 6,08т/с до 6,75т/с, на одну скважину ЭЦН увеличился с 84,89т/с до 93,83т/с. Потери нефти из-за истощения запасов за 2005 год по месторождению составили 220,5т.т. За 2005 год введено в эксплуатацию 18 новых скважин, в т.ч. по НовоЕлховской площади –1 скважина из прочих категорий, со средним дебитом по нефти 7,0т/с, по верхним горизонтам 15 скважин в т.ч. 1 скважина из других категорий с дебитом 10,0т/с и 1 горизонтальная скважина. Под закачку освоено 30 новых скважин со средней приемистостью 52м3/с в т.ч., по Ново-Елховской площади - 7 скважин со среднесуточной приемистостью 43м3/с, по Федотовской площади - 2 скважины с приемистостью 34м3/с, по верхним горизонтам - 21 скважина со среднесуточной приемистостью 56м3/с. Проведено 794 скважино - операции с целью вывода скважин на оптимальный режим работы с абсолютным приростом добычи нефти 22,2т.т. В течение 2005 года было проведено 148 капитальных ремонтов (в т.ч. направленных на прирост на 56 скважинах) за счет чего дополнительно добыто 31,26т.т. нефти. Во вновь освоенные нагнетательные скважины закачали 204,5т.м3. воды. 24 1.4 Добыча газа При расчетах запасов и ресурсов попутного газа применен ГОСТ 2939-63 при температуре 20%, давлении 700мм ртутного столба и пластовый газовый фактор 53,2м3/т. По категории А+В+С по Ново-Елховскому месторождению за счет добытой в 2005 году нефти пластовые ресурсы составили 45млн. м3. Добыто газа за 2005 год 38млн.м3. Потери газа составили 7 млн.м3. Запасы газа по Ново-Елховскому месторождению на 1.01.2006 г. составляют 1154млн. м3. Добыто газа с начала разработки 8422млн. м3. 1.5 Обводненность продукции и скважин, добыча воды Обводненность добываемой жидкости по НГДУ увеличилась с 73,8% до 74%. По Ново-Елховской площади обводнение уменьшилось с 83,8 до 83,4%, по Федотовской площади и по верхним горизонтам процент обводнения увеличился до 71,6% и 61% – соответственно. Месторождение обводняется закачиваемой водой. Из общего количества добытой воды, вода от закачки составляет 63,6%, пластовая, контурная, подошвенная и затрубная составляет 36,4%. По НГДУ 71 скважина работали с обводненностью менее 2%. В отчетном 2005 году добыто попутной воды 4242,15т.т., в т.ч. по Д0+Д1 2698,3т.т. - закачиваемой; пластовой, подошвенной, контурной, затрубной - 1543,8т.т. Количество обводненных скважин на 1.01.2006г. – 1551, из них обводненных закачиваемой водой 517, смешанной и пластовой 1034 (табличные приложения 9, 10). По месторождению количество обводненных скважин от всего действующего фонда по Ново-Елховской, Федотовской площадям – 100%, верхним горизонтам – 93,5%, а по НГДУ – 95,4%. На конец 2005 года количество скважин, вышедших в тираж из-за обводнения достигло 779 скважин (табличное приложение №7). Обводненность продукции по скважинам вышедшим в тираж достигает – 98,5% и выше. Закачка воды За отчетный год план закачки воды в продуктивные пласты выполнен на 98,6%. При норме закачки 6800т.м3 фактически закачено 6706,1т.м3. За счет ГТМ был сокращен объем добытой жидкости на 565,2т.т. Сокращена закачка воды по Ново-Елховской площади за счет циклической. На Ново-Елховской площади при плане 3320тыс.м3 закачено 3050,5тыс. м3. В целом по площади план закачки выполнен на 91,9%, годовая обеспеченность равна 101,4%. Введено 30 новых нагнетательных скважин при плане 30, в т.ч. из пьезометрического фонда - 1 , 13 скважин из действующего фонда, 4 скважины из консервации, 1 - из ликвидированного фонда и 11 скважин из бездействия прошлого года. Дополнительная закачка по вновь освоенным скважинам равна 204,5тыс.м3. 25 План закачки нефтепромысловых сточных вод выполнен на 101,7%. При плане 4300тыс.м3 - фактически закачали 4373,9тыс.м3. В течение 2005 года в производство внедрены ряд геологотехнологических мероприятий, направленных на регулирование закачки по нужным направлениям, сокращение непроизводительной закачки сточных вод в продуктивные пласты. Процент закачки сточных вод от общего объема закачиваемой воды составил 65,2% против 65,5% в 2004 году. В течение года проводилась значительная работа по восстановлению и увеличению приемистости скважин. Среднесуточная закачка по НГДУ на одну скважину составила 47м3/сут по сравнению с 2004г- 48м3/сут На Федотовской площади при плане 980тыс.м3 закачали 840,7тыс.м3. План закачки воды выполнен на 85,8%. Среднесуточная закачка воды на одну скважину составила 45м3/сут. 2. Геолого-технические мероприятия по улучшению работы скважин. 2.1. Капитальный ремонт скважин. В отчетном 2005 году всего произведено 148 капитальных ремонта, при плане 141, что составило 105% от плана, в т.ч. 103 ремонта при плане 98 были произведены силами АУПНП и КРС, 13 ремонтов при плане 13 - ЛУПНП и КРС, 32 ремонта при плане 30 – АУКК и ПМ. Бригадами сложного ремонта НГДУ «Елховнефть» 199 скважин были подготовлены для проведения МУН. На 54 скважинах был запланирован и выполнен ремонт, направленный на прирост дебита нефти. Дополнительная добыча составила 31260 тонн нефти при плане 14500 тонн. Успешность проведения работ составила 88,7%. По видам работ успешность выглядит следующим образом: по ОПЗ – из 32 ремонтов 31 является успешным, что составляет 96,9%; по возврату на другой горизонт – из 5 ремонтов 5 являются успешными – 100%; по отключению отдельных пластов и горизонтов – из 17 скважин 12 ремонтов являются успешными – 70,6%. По добывающему фонду скважин произведено 105 ремонтов, что составило 71% от общего количества ремонтов. С целью улучшения использования пробуренного фонда скважин, направленных на увеличение добычи нефти и сокращению отбора попутной воды на площадях и залежах НГДУ, проведено 25 ремонтов по изоляции вод, включающих в себя отключение отдельных пластов и горизонтов, герметизацию эксплуатационных колонн, селективную изоляцию вод, ликвидацию заколонных перетоков. Дополнительно добыто 6088 тонн нефти. С целью вовлечения в разработку залежей осуществлены возврат и опробование бобриковского, тульского горизонтов на 9 скважинах, дополнительно добыто 6109 тонн нефти. Большое внимание в этом году уделялось работе по охране недр и природных ресурсов. Проведена герметизация эксплуатационных колонн на 7 скважинах, переликвидация – на 11 скважинах. 26 Для увеличения нефтеотдачи пластов в 2005 году произвели 32 кислотные обработки призабойной зоны. За счет производимых работ дополнительно добыто 12259 тонн нефти. За 2005 год бригадами УПНП и КРС на нагнетательных скважинах было произведено 43 ремонтов, что составило 29,0% от общего количества ремонтов. Для регулирования непроизводительной закачки произвели на 2 скважинах изоляцию пласта. Продолжались работы по охране недр и природных ресурсов, герметизация эксплуатационных колонн произвели на 5 скважинах, переликвидацию - на 2 скважинах. С целью увеличения приемистости нагнетательных скважин в отчетном году произведено 8 обработок призабойной зоны. 2.2 Методы повышения нефтеотдачи пластов. 2.2.1.Гидродинамические методы с применением современных технологий. В последние годы на объектах разработки НГДУ "Елховнефть" широко проводятся мероприятия по повышению эффективности разработки. Эти мероприятия включают комплекс работ, направленных на дальнейшее совершенствование гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов и последующим выбором эффективных технологий по выработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Основные гидродинамические методы ПНП, применяемые в НГДУ "Елховнефть": 1.Циклическая закачка воды с изменением направления фильтрационных потоков в пласте. 2. Форсированный отбор жидкости. 3. Вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти. 3.1.Бурение дополнительных скважин и усиление систем заводнения, разукрупнение объектов путем изоляционных работ; 3.2. Геолого-физические методы воздействия на призабойную зону пласта, вовлечение в разработку слабопроницаемых терригенных коллекторов. Ново-Елховское месторождение нефти кыновско-пашийских горизонтов девона находится на поздней стадии разработки. Запасы нефти отобраны – 76,40 %, остаточные запасы нефти сосредоточены, в основном, в застойных, тупиковых зонах, в линзах и алевролитах, т.е. в тех зонах пластов, из которых пробуренной сеткой скважин извлечь не удается. Для вовлечения в разработку этих недренируемых запасов производится бурение дополнительных добывающих скважин и усиление систем заводнения путем ввода новых скважин под закачку воды. В 2005 году было пробурено и введено 18 дополнительных и освоено под закачку воды 30 скважин. За счет проведения всех этих мероприятий дополнительная добыча нефти – 213,010 тыс. тонн, в том числе за счет мероприятий отчетного года – 36,365 тыс. тонн нефти. Проводимые МУН на нагнетательных и добывающих скважинах позволяют восстановить дебиты и повысить забойные давления. 27 В карбонатных коллекторах кизиловского горизонта дебиты скважин не зависят ни от мощности нефтенасыщенной части пласта, ни от охвата перфорацией всей или части пласта. Этот фактор является косвенным доказательством, что в работе участвует только проницаемый участок пласта, залегающий на 2-4 метра ниже кровли горизонта, остальная уплотненная часть пласта в разработке на данном этапе не участвует. Эксплуатационные скважины неодинаково реагируют на закачку воды. Часть скважин, расположенных в непосредственной близости от нагнетательных, вообще не реагируют на закачку. Система заводнения, в основном, не способствует интенсификации разработки. Закачка воды позволяет удерживать пластовое давление на заданном уровне, что обеспечивает только стабильность дебита скважин. Проводимые МУН на нагнетательных и добывающих скважинах позволяют восстановить дебиты и повысить забойные давления. Вовлечение в разработку карбонатных коллекторов на сегодня является одной из актуальнейших задач, поскольку доля текущих запасов нефти в карбонатных коллекторах от общих запасов составляет 36,9 %, а добыча 31,0 % от общей добычи нефти. Исходя из вышеизложенного, необходимо шире практиковать имеющиеся на вооружении прогрессивные методы воздействия на продуктивные пласты. Радиальное вскрытие пласта. В НГДУ «Елховнефть» разрабатывается 10 залежей, приуроченных к отложениям турнейского яруса. По данным залежам темпы отбора от НИЗ -2,06%, от ТИЗ - 2,87%, текущий коэффициент нефтеотдачи 0,060 дол.ед. В карбонатных отложениях сегодня применяются такие довольно эффективные технологии повышения нефтеотдачи пластов как направленное солянокислотное воздействие, кавернонакопитель, солянокислотный реагент избирательного действия, кислотный гидроразрыв пласта и другие. Однако применение этих технологий в связи с использованием значительных объемов кислоты ограничено на скважинах с близким расположением ВНК. Для интенсификации разработки необходимы новые, современные технологии повышения нефтеотдачи пластов. Одним из таких методов является радиальное С целью увеличения потенциального количества скважин, где возможно применение технологии радиального вскрытия пластов, учитывая, что основной фонд составляют наклонно-направленные скважины, а также необходимость регулирования направления отверстий с учетом расположения нагнетательных скважин встает вопрос об азимутальном ориентировании сверления отверстий с целью исключения вскрытия водоносной части пласта. Также, вероятнее всего, в случае обводнения продукции скважины, где проведено радиальное вскрытие пласта, мы столкнемся с проблемой определения источника обводнения, т.е. имеющиеся в нашем распоряжении приборы и оборудование не позволит определить, по какому стволу произошел прорыв воды. И вторая проблема – это технология отключения обводненного радиального ствола. На наш взгляд технология радиального вскрытия пластов довольно перспективна, а с решением вышеуказанных задач найдет широкое применение. 28 2.2.2 Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов. В 2005 году по НГДУ «ЕН» за счет применения МУН было добыто 361,650 тыс.тонн нефти при плане 325,537тыс.тонн нефти с учетом переходящего эффекта по скважинам обработанных в предыдущих годах. Произведено 214 обработок, по ним дополнительно добыто 73,121тыс. тонн нефти при плане 50,537т.т. В отчетном году применялись различные методы ПНП, направленные на стимуляцию работы пласта, на ограничение водопритока, а также на выравнивание профиля приемистости и потокоотклонение. К стимулирующим работу пласта относятся следующие методы: 1. Комплексное химико-депрессионное воздействие (КХДВ) проводилось на 29 скважинах (6 нагнетательных и 23 добывающих). Дополнительно по этим скважинам добыто 10145 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто - 116002 тонн нефти. Удельная эффективность – 0,535т. тонн/скв. или 2,76т/сут. 2. ГРП – гидравлический разрыв пласта был произведен на 15 скважинах. Дополнительная добыча нефти составила 7873 тонн, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 46899 тонн нефти. С начала проведения мероприятия дополнительно добыто 148694 тонн нефти. Удельная эффективность – 1,741т.т/скв, прирост на 1 скважину составил 4,23т/сут. 3. Создание каверн (КНН) произвели на 13 скважинах, дополнительная добыча нефти составила 6228 тонн, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 14594 тонн нефти. Удельная эффективность – 0,475т.тонн/скв или 2,63т/сут. 4. Закачка ЩСПК+HCl производилась на 17 скважинах, дополнительно добыто по ним 4999 тонн нефти, за 2005год с переходящим эффектом с прошлых лет добыто 11818 тонн нефти. Удельная эффективность составляет 0,203т.т/скв. или 1,927 т/сут. 5. КПАС закачали на 17 скважинах, дополнительно добыто 4169 тонн нефти, с учетом переходящих скважин 21329 тонн нефти. Удельная эффективность – 0,573т.т./скв, прирост на 1 скважину составил 1,5т/сут. 6. Обработка реагнтом ДН-9010 производилась на 5 скважинах, дополнительно добыто по ним 1386 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта дополнительно добыто 2910 тонн нефти. Прирост на 1 скважину составил 3,594т/сут. 7. НСКВ - направленное солянокислотное воздействие производилось на 17 скважинах, дополнительно добыто по ним 4197 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 12398 тонн нефти. Удельная эффективность – 0,266т.т/скв. Прирост на 1 скважину - 1,697т/сут. 8. ДП+ТБИВ - произвели на 7 скважинах, дополнительно добыто по ним 924тонн нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 4816 тонн нефти, прирост на 1 скважину составил 1,547т/сут. Удельная эффективность – 0,566т.т./скв. 9. Закачка реагента СНПХ-9030 проводилась на 4 скважинах, дополнительно добыто по ним 575 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году 29 дополнительно добыто 1403 тонн нефти, прирост на 1 скважину составил 1,41т/сут. Удельная эффективность – 0,114т.т./скв. 10. Электровоздействие произвели на 2 скважинах, дополнительно добыто по ним 346 тонн нефти. Прирост на 1 скважину составил 1,007т/сут. 11. Газоимпульсное воздействие произвели на 9 скважинах, дополнительно добыто по ним 1082 тонны нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 3552 тонн нефти, с начала проведения мероприятий – 5936 тонн нефти. Прирост на 1 скважину составил 1,697т/сут. Итого за счет стимуляции работы скважин дополнительно добыто 41924 тонны по 135 скважинам, среднесуточный прирост на скважину составляет 2,25т/сутки, дополнительная добыча на 1 скважину в среднем на весь период реагирования составляет в среднем 310,548 тонн. Методы, направленные на изоляцию пласта и ограниченение водопритока: 1. Закачка реагента СНПХ-9633 проводилась на 6 скважинах. Дополнительно добыто 399 тонн нефти, 1093 тонны нефти с учетом переходящего эффекта. С начала проведения мероприятия дополнительно добыто 3524 тонн нефти. Удельная эффективность 0,143т.т. на 1скважину или 1,46т/сут. 2. Вязкоупругую систему ( ВУС) прокачали на 5 скважинах, эффект от этих скважин составил 762 тонн, за 2005 с учетом переходящего эффекта 2216 тонн нефти, удельный эффект на скважину составляет 0,154т.т. или 2,31т/сут. 3. Закачку нефтебитумного продукта произвели на 13 скважинах эффект по ним составил 2248 тонн нефти, дополнительная добыча с учетом переходящего эффекта в отчетном году составила 7561 тонн нефти. С начала проведения мероприятия дополнительно добыто 17608т. нефти. Прирост доп.добычи на 1 скважину составляет 1,79т/сут. 4. Закачку реагента Дисин произвели на 8 скважинах, дополнительная добыча по ним составила 1321 тонны, с учетом переходящего эффекта -2291т, с начала проведения мероприятия – 3024 тонн. Прирост на 1скважину составляет 1,81т/сут. 6. Жидкое стекло в/м (ВМРС) закачали на 4 скважинах, дополнительно добыто по ним 1328 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта добыча составила 6174 тонн. Удельная эффективность составила 0,874т.т./уч. Прирост на 1 скважину составил в среднем 3,23т/сут. Всего работы по водоограничению пласта произведены на 41 скважинах, дополнительно добыто 7361 тонны нефти. Среднесуточный прирост на скважину составляет 2,3т/сут, дополнительная добыча на 1 скважину на весь период реагирования составляет в среднем 179,53 тонн. На нагнетательных скважинах проводились ниже перечисленные технологии, направленные на выравнивание профиля и потокоотклонение: 1. ВУКСЖС - упругая коллоидная система на основе жидкого стекла закачена на 6 скважинах, дополнительная добыча по ним составила 2502 тонн нефти, прирост на 1 скважину составил 5,366т/сут. 30 2. КДС - коллоиднодисперсная система была проведена на 2 скважинах. Дополнительная добыча по ним составила 755 тонн нефти, в 2005 году с учетом переходящего эффекта 2900 тонн нефти, с начала мероприятия – 11002 тонн. Прирост на 1 скважину составил 5,87т/сут. Удельная эффективность 0,414т/сут. 3. Сшитая полимерная система (СПС) закачена на 2 скважинах, дополнительно добыто по ним 310 тонн нефти. Дополнительная добыча в 2005 году с учетом переходящего эффекта составила 12148 тонн нефти, с начала проведения мероприятия 18471 тонн нефти. Прирост на 1 скважину составил 2,956т/сут. 4. Сшитая полимерная система на основе эфиров целлюлозы (ДКМ) прокачена на 6 скважинах дополнительно добыто по ним составляет 3931 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта добыча составила 11927 тонн нефти. Прирост на 1 скважину 4,549т/сут. 5. Закачка гидрофобной эмульсии производилась на 9 скважинах. Дополнительно добыто 6764 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта- 14948 тонн нефти, с начала мероприятия дополнительная добыча составила 40800 тонны. Прирост на 1 нагнетательную скважину составил 10,97т/сут. Удельная эффективность 1,039т/сут. Всего потокоотклоняющие методы применялись на 29 скважинах, дополнительная добыча от реагирования добывающих скважин составляет 14630 тонны нефти. Дополнительная добыча на 1 скважину на весь период реагирования составляет в среднем 504,48 тонн. Глубокое внедрение в пласт бокового ответвления и бокового горизонтального ответвления произвели на 8 скважинах, дополнительно добыто 8926 тонн нефти. Наиболее эффективными оказались следующие технологии: Коллоидная система со средним приростом на 1 скважину 5,87т/сут, гидрофобная эмульсия со средним приростом на 1 скважину 10,97т/сут, сшитая полимерная система со средним приростом на 1 скважину 2,956т/сут. Создание каверн со средним приростом на 1 скважину 2,63т/сут. ДКМ со средним приростом на 1 скважину 4,55т/сут. Технологические показатели применения третичных методов повышения нефтеотдачи пластов приведены в табличном приложении №20. Проведены третичные методы ПНП на 166 добывающих, на 48 нагнетательных скважинах. 2.3. Текущий ремонт скважин За 12 месяцев 2005 года произведено 901 ремонта, при плане на год 896 ремонтов. В том числе: -на нефтяных скважинах произведено 794 ремонта; -на нагнетательных скважинах – 78 ремонтов; -на других способах – 29 ремонтов. По видам работ: -на скважинах оборудованных УЭЦН – 48 ремонтов; -на скважинах, оборудованных УШГН – 603 ремонта; -на нагнетательных скважинах – 78 ремонтов; 31 -внедрение ГНО после КРС – 97 ремонтов; -на скважинах, дающих техническую воду – 9 ремонтов; -на пьезометрических скважинах – 35 ремонтов; -на скважинах, находящихся в консервации – 23 ремонта; -на прочих способах – 8 ремонтов. В целях сохранения коллекторских свойств пластов произведено 225 ремонтов без глушения (количество скважин взято с учетом скважин, на которых работы производились на нефти – промывка скважины перед подъемом ГНО). В целях сокращения продолжительности ремонта и предотвращения износа резьб эксплуатационных НКТ на 123 скважинах ремонты произведены без подъема НКТ, что положительно отразилось на сокращении простоев бригад в ожидании завоза НКТ. В бригадах участка ТРС и ПНП ЦПРС основной объем работ приходится на подготовку скважин к закачке различных реагентов: для изоляции вод, ОПЗ, ПНП, потокоотклоняющих полимеров для регулирования профилей приемистости на нагнетательных скважинах. Эти работы проведены совместно с подрядными организациями: управление «Нефтехимсервис» и ОАО «АКМАЙ». Данные работы являются основными для бригад участка ТРС и ПНП, так как направлены на увеличение дополнительной добычи нефти из скважин, находящихся на поздней стадии разработки. Итого за 12 месяцев 2005 силами ЦПРС подготовлено для проведения работ по МУН: - для управления "Нефтехимсервис" 142 скважины; - для ОАО "Акмай" 23 скважины. За 2005 год силами цеха ПРС освоено под закачку 18 новых скважин при плане 16 скважин. Основная масса из них освоена с внедрением импортных пакеров М1-Х и НКТ с полимерным покрытием и высокогерметичными муфтами, успешность по которым составляет 100%. По сравнению с 2003 и 2004 годами в 2005 году увеличились ремонты из-за отворота штанг. За 2003 год было 17 отворотов, за 2004 год было 47 отворотов, а в 2005 году произведено 49 ремонтов по причине отворота штанг. Также возросло количество ремонтов из-за обрыва штанг с 59 до 75. Происходит физический износ штанг, т.к. фонд скважин сильно устарел. Поступление новых штанг было всего 30 подвесок и замену производили реставрированными штангами. Проанализировав все ремонты за 2005 год нефтяному фонду видно, что основное количество ремонтов произведено по причинам: ОПЗ и ПНП – 110, неисправности насоса – 125 , обрыва штанг - 75, не герметичности или износа НКТ – 72, отворота штанг – 49, прочих отложений и засорений в насосе – 54. Только на скважинах оборудованных реставрированными штангами, получили 46 обрывов, за 2004 год было 40 обрывов, а за 2003 год 22 обрыва. В прошедшем году 35 обрывов было ликвидировано СПО штанговых ловителей без подъема НКТ. Из года в год растет фонд скважин оборудованных такими штангами. По состоянию на декабрь 2005 года 1112 скважин оборудованы штангами после капитального ремонта. Против образования эмульсии внедрили 4 забойных дозатора и 10 разделителей фаз пластовой жидкости. Много ремонтов производиться по причине не герметичности НКТ, так как происходит физический износ фонда эксплуатационных и технологических НКТ. Из-за недостатка в наличии на базе ПРЦГНО на замену НКТ был принят временный регламент обоснованности подъема колонны НКТ и скважин 32 при ПРС с последующим вывозом в сервисный центр ПРЦГНО. За истекший год произведена замена полной подвески НКТ на 679 скважинах и частично на 101 скважинах. На 516 скважинах произвели замену колонны штанг и на 120 скважинах частично. На сегодня 1386 скважин оборудованы вставными насосами разных типоразмеров. В целях предотвращения истирания колонны штанг и НКТ на 103 скважинах были внедрены штанги с центраторами, и в целях предотвращения запарафинивания колонны НКТ на 71 скважинах. Для экономии материалов при изготовлении центраторов и предотвращения истирания колонны НКТ и штанг на сернистых скважинах в интервалах кривизны внедряли штанги с 2–3 центраторами. На данный момент 1053 скважины оборудованы центраторами. Это 65 скважин с центраторами «Радиоприбор» и 988 скважин оборудованы центраторами «Иркеннефть», «Елховнефть», в том числе на 103 скважинах внедрены наплавленные центраторы. Ведется планомерная работа по внедрению НКТ с полимерным покрытием (БМЗ) на скважинах оборудованных УЭЦН и ШГН, и на скважинах нагнетательного фонда. Итого за год на 20 нефтяных скважинах внедрили НКТ с полимерным покрытием. Так же на 9 скважинах произведена замена старых остеклованных лифтов на НКТ с полимерным покрытием (БМЗ). Для уменьшения засорения ШГН произвели внедрение 100 новых сетчатых фильтров ФЛ-60 и на 12 скважинах внедрение песчаных якорей новой конструкции. Ремонты на скважинах оборудованных ЭЦН в основном производились по причине пробития кабеля (кабель «0») – 7 скважин, оптимизация – 6, ОПЗ и ПНП – 9, засорение забоя и насоса – 5. Всего бригадами текущего ремонта скважин выполнено: на 451 скважине произведено исследований (в т.ч. опрессовки э/к пакером Камильянова, отбивки забоя печатью); на 71 скважине произвели ОПЗ; произведено 440 скважинах промывки забоя скважин; на 54 скважинах произвели перфорацию (перестрел) пластов; произведено 12 обработок от солеотложений. Полностью исключили ремонты из-за отложения солей и выхода из строя устьевого оборудования по УШГН, в 2004 году было произведено 3 ремонта из-за отложения солей и 4 ремонта из-за негерметичности устьевой арматуры. В 2005 году возросло количество осложнений и составило в течение года 50 осложнений. На ликвидацию осложнений затрачено 1287бр./часов. Основные причины осложнений при ведении ремонтных работ: полет НКТ, обрыв штанг, обрыв подпъедестального патрубка, растрескивание муфты НКТ, АСПО, отсутствие забоя, отложение солей, а так же полет инструмента при ведении ремонтных работ. Причиной осложнений на скважинах ЦППД – это обрыв НКТ в резьбовых соединениях и обрыв НКТ по телу, вследствие длительной эксплуатации скважины в агрессивной среде, не своевременная ревизия подземного оборудования, при ранее проведенных работах не произведена закачка в межтрубное пространство антикоррозионной жидкости. За прошедший год подготовлены для селективной изоляции 33 скважины, на которых применены различные водоизоляционные технологии как НБП+цемент, ВУС, ДИСИН, СПНХ-9633 и КВАРЦ (по технологии КВАРЦ проводились опытнопромышленные работы на 3 скважинах). 33 С целью предохранения обсадных колонн от воздействия агрессивных сточных вод и высоких давлений на 29 нагнетательных скважинах внедрены эксплуатационные пакера М1-Х, по которым достигнута 100% успешность. На семи нагнетательных скважинах были внедрены модернизированные пакера с упором на забой конструкции ЦПРС «Елховнефть», которые показали свою надежность. Также, впервые в ОАО «ТН» на Ново-Елховской площади был внедрен американский пакер МDF ВВ для 168 мм эксплуатационной колонны. Внедрение прошло успешно. В 2005 году в целях сохранения коллекторских свойств пластов силами цеха ПРС внедрены 4 забойных отсекателя конструкции «ТатНИПИнефть» (ХПМ), работы произведены после выполнения комплекса мероприятий по ПНП, освоению скважин свабированием. 2.4 Геолого-технические мероприятия по улучшению использования фонда В 2005 году выполнен значительный объем геолого-технических мероприятий, направленных на улучшение состояния эксплуатационного фонда скважин. По улучшению использования малодебитного, высокообводненного фонда за 2005 год на площадях НГДУ оптимизированны и отревизированы ГНО скважин. Выбыло из эксплуатационного добывающего фонда 115 скважин, в т.ч. освоено под закачку - 24 скважин, 47 скважин переведены в пьезометрические, в консервацию 48 скважин. Введено из бездействия 53 скважины, из консервации – 7 скв., из контрольных - 4 скважины. Возвращено с девона на карбон 6 скважин в добычу и 8 скважин под закачку, с карбона на девон - 1 скважина, произведена изоляция вод на 16 скважинах, ОПЗ на 32 добывающих скважинах и на 8 нагнетательных скважинах (в т.ч. 5 скважин силами ПРС). Проведены третичные методы ПНП на 166 добывающих, на 48 нагнетательных скважинах. 3 . Состояние и мероприятия по улучшению разработки 3.1. Выполнение проектных показателей по фонду скважин, плотность сетки скважин. Ново - Елховская площадь По «Уточненному проекту разработки горизонтов ДоД1 Ново-Елховского нефтяного месторождения на поздней стадии» утвержденным в 2003 году запроектировано для бурения по Ново-Елховской площади ДоД1 - 1711 скважин, в т.ч. эксплуатационных 1222, нагнетательных 382, наблюда-тельных 24, оценочных, разведочных 28, 55 дублей. Фактически на площади пробурено всего 1638 скважин, в том числе добывающих 1190, нагнетательных 375, наблюдательных 24, оценочных, разведочных 28, дублей 21. В 2005 году на площади на девон пробурена 1 скважина. 34 Плотность сетки по утвержденному на 1 скважину 26,25га/скв, фактическая плотность сетки на одну эксплуатационную скважину на 1.01.2006 года 26,960га/скв. Плотность сетки скважин на объект (Д0Д1) ( экспл. + нагнет. ) по проекту 20,0га/скв., фактически 20,5га/скв. (табл.прилож №2) Эксплуатационный фонд Ново-Елховская площадь ( гор.ДО, Д1) Проектом предусмотрено пробурить 1222 эксплуатационные добы-вающие скважины. Фактически по назначению пробурено 1190 эксплуата-ционных скважин (таб.№2). По состоянию на 1. 01.2006 года эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 598. Действующий фонд 526 скважин, в том числе: ЭЦН- 57 скв., CКН - 469 скв. Механизированный фонд на конец года составляет 526 скв. Бездействующий фонд 71 скважина или 11,9%. Нагнетательный фонд Ново-Елховская площадь (До, Д1) Проектом предусмотрено пробурить 382 нагнетательные скважины. Фактически пробурено 375 скважин. Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин по состоянию на 1.01.2006 года составляет 382 скважины, в том числе 359 действующих, 23 скважины бездействующие после закачки. Законсервированные и прочие скважины Ново-Елховская площадь Общий фонд прочих (категорий) скважин по площади на 1.01.2006г. составляет 446 скважин, в том числе 65 скважин в консервации, 80 пьезометрических, 228 ликвидированных и 73 скважины находятся в ожидании ликвидации. 3.2. Состояние пластовых давлений девона и верхних горизонтов По Ново-Елховскому месторождению пластовое давление по сравнению с 2004 годом не изменилось и на 01.01.2006г составляет 145,8атм. (см табл.№7) Ново-Елховская площадь В целом по всем блокам Ново-Елховской площади наблюдается рост пластовых давлений. Пластовое давление в течение 2005 года увеличилось на 0,1атм и на 01,01,2006г составляет 146,9атм при обеспеченности 101,4% (норма-105,5%). 35 Из шести блоков (6-11) по Ново-Елховской площади пластовое давление увеличилось по 4-м блокам (6,7,8,10) на 0,8-1,9атм. Снижение пластового давления произошло по следующим блокам: 9бл - с 162атм до 157,5атм по 11бл - с 139атм до 138,1атм. За счет повышения пластового давления на остальных блоках пластовое давление, в общем, по площади незначительно увеличилось на 0,1ат. По 6 блоку пластовое давление увеличилось с 148,2атм до 150,1атм за счет увеличения объемов закачки, обеспеченность составляет 124,6% (норма-123,6%). В сравнении с 2004годом объемы закачки по 7 блоку увеличены, что привело к увеличению пластового давления с 149,7атм до 151,2атм. К концу 2005г обеспеченность по блоку составила 101,7% (норма-109,1%). По 8 блоку пластовое давление увеличилось с 146,2атм до 147атм. Обеспеченность составляет 190,8% (норма-163,9%). Рост давления связан с увеличением обеспеченности (2004г-159,2%, 2003г-150,9%). По 9 блоку наблюдается снижение пластового давления с 162ат до 157,5атм, где была искусственно снижена компенсация до 22% с целью перераспределения направлений движения жидкости к добывающим скважинам и снижения обводненности добываемой продукции, так как обводненность по 9-му блоку составляет уже 96%. По 11 блоку пластовое давление в течение 2005 года уменьшилось на 0,9атм и на 01.01.06г. составило 138,1атм при обеспеченности 149,1% (норма-136,5%). 3.3 Динамика контуров нефтеносности и ВНК При анализе использовались результаты ТИС, результаты работ на скважинах: дострелы, перестрелы пластов, исследования глубинными дебитомерами, расходомерами, анализы попутной воды, замеры дебитов и приемистости скважин, пластового давления, результаты бурения скважин. Характер заводнения коллекторов показан на картах разработки пластов. Существенных изменений за отчетный год не произошло. Происходило дальнейшее продвижение по пласту нагнетаемых вод в пределах отдельных линз за счет ввода под закачку новых нагнетательных скважин. Из-за обводнения выбыли ряд скважин в консервацию, по ряду скважин проведена изоляция обводнившихся пластов. 3.4. Состояние выработки по блокам, пластам, залежам продуктивных горизонтов Ново-Елховская площадь По состоянию на 1.01.2006г. отобрано нефти 88,6% от НИЗ, темп отбора от ТИЗ составляет 2,65% при норме 2,54%. Обводненность продукции - 83,4%. Нормы отбора нефти по площади перевыполнены на 20,676т.т., нормы закачки не выполнены на 269,5т.м3. Внедрение насосов с верхним приводом , оптимизация типо-размеров насосов на КНС-79, 97, 176 способствовали сохранению и росту пластового давления в зоне отбора на 6, 7, 8, 10, 11 блоках. По 9 блоку произошло снижение пластового давления 36 на 4,5атм из-за снижения обеспеченности отборов жидкости закачкой с 34% в 2004 году до 21,7% в 2005 году и перехода от циклического режима работы к постоянной. При этом отобрали жидкости на 32,4тыс.т. меньше, нефти на 1,1тыс.т. больше и обводненность снизилась на 0,3%. С целью замедления темпов падения добычи нефти выполнен большой объем ГТМ. По нормам разработки в 2005 году предполагалось добыть 484,6тыс.т. нефти, фактически добыто 505,3тыс.т., что на 20,7тыс.т. выше норм. Дебит нефти сохранился на уровне прошлого года 2,96т/сут, среднесуточный дебит по жидкости 17,87т/сут. Вся добыча осуществлялась механизированным способом и равна 505,3тыс.т. В 2005г. по площади введена в эксплуатацию 1 новая скважина из прочих категорий. Реликвидирована скважина 2186 зарезкой бокового ствола. С начала разработки отобрано 144299,2т.т. нефти, что составляет 88,6% от НИЗ, обводненность продукции за отчетный год равна 83,4%. По пласту "До" отборы нефти сохранились на прежнем уровне (0,059 млн.т.) соответственно темп равен 0,5%. Доля в добыче по площади за 2005г. составляет 11,7%. С начала разработки из пласта отобрано 10,716млн.т. нефти, что составляет 90,2% от НИЗ. Годовой процент обводнения составили 70,9%. По пласту "а" отборы увеличились и составили 44тыс.т. нефти, темп отбора 0,42%. Доля в годовой добыче незначительна - всего 8,7%. Процент обводнения составил 84,3%. Из пласта с начала разработки отобрано 6,511млн.т. нефти или 62,2% от НИЗ. По пласту "б1" отборы увеличились до 125тыс.т., темп вырос до 0,55%. Доля в добыче по площади составляет 24,8%, процент обводнения - 86,8%. С начала разработки отобрано 20,856млн.т нефти. По пласту "б2+3" отборы сохранились на прежнем уровне 196тыс.т., а темп отбора - 0,47%. Доля добычи нефти по пласту составляет 38,8%, обводненность продукции снизилась до 78,6%. С начала разработки отобрано 41,568млн.т. нефти, что составляет 99,1% от НИЗ. По пласту "в" отборы уменьшились и составили 32тыс.т нефти, темп выработки снизился с 0,19 в 2004г до 0,16%. Доля добычи по площади составляет 6,3%, обводненность продукции увеличилась до 86,9%. С начала разработки из пласта отобрано 19,064млн.т нефти. По пласту "гд" отборы нефти продолжают снижаться и составили 49тыс.т. нефти против 55тыс.т. в прошлом году и темп отбора остался равным 0,09%, обводненность равна 89,2%. С начала разработки из пласта отобрано 45,584млн.т. нефти или 81,0% от НИЗ. Доля в добыче по площади равна 9,7%. 37 Приложения: - карта разработки; - карта изобар; - структурная карта; - профиль: - геологический разрез. 38
