Проектные показатели разработки Якшур-Бодьинского месторождения

– по распределенному фонду  недр по категориям В+С₁ – 3434 / 1929 тыс.т, по категории С₂ – 82 / 46 тыс.т;

– по нераспределенному  фонду недр по категории С₁ – 162 / 91 тыс.т.

Запасы растворенного  в нефти газа в государственном  балансе не числятся.

Конечный КИН -0,562, Квыт – 0,641, Кохв. – 0,877.

 

Подсчетные параметры, запасы нефти и растворенного газа приведены  в таблице 11. Состояние запасов  на 01.01.2011 г. представлено в таблице 12.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 11

 

Таблица 12

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.6. Осложняющие  факторы геологического строения  разреза на Якшур-Бодьинском месторождении.

       Якшур-Бодьинское месторождение по величине запасов относится к мелким, по геологическому строению - к сложному. Для месторождения характерно:

1)  многопластовость ( три нефтеносных пласта)

2) большой этаж нефтеносности

3) большая расчлененность пластов

4) наличие зон выклинивания (пласт Ct-II литологически экранирован)

5) наличие зоны размыва  пласта Сt-II в сводовой части.

6) терригенный (пласты Ct-I и Ct-II )и карбонатный ( пласт Ct-III) тип коллектора.

Так же свойственно выпадение  АСПО на стенках скважин.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Технологический  раздел

2.1 Текущее состояние  разработки нефтяного месторождения

          Якшур-Бодьинское месторождение  открыто в 1978 г., по результатам глубокого поисково-разведочного бурения (скв. 397, 775).

Первым документом, на основании  которого месторождение было введено  в эксплуатацию, явилась технологическая  схема разработки, которая составлена в 1985 г. УКО «ТатНИПИнефть» и утверждена на научно-техническом совете ОАО «Удмуртторф» со следующими основными положениями:

• выделение одного объекта разработки – турнейского;
• разбуривание объекта по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м;
• разработка объекта на естественном упруго-водонапорном режиме;
• фонд добывающих скважин – 13, в т.ч. две разведочные;
• максимальный уровень добычи нефти – 20,0 тыс.т в год.

В 1989 г. месторождение было разбурено в полном объеме.

В 1991 г. был осуществлен подсчет запасов, в соответствии с которым начальные геологические запасы составили 2959 тыс.т, извлекаемые – 879 тыс.т [2].

В 2002 г. выполнена работа «Технико-экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения по Якшур-Бодьинскому месторождению». Коэффициент нефтеизвлечения турнейских залежей утвержден равным 0,531 (протокол ЦКЗ РФ № 261 от  
07.02.2003 г.). Начальные извлекаемые запасы нефти с учетом принятого КИН составили 1572 тыс.т, геологические запасы не пересматривались.

В 2004 г. в рамках составления отчетного баланса запасов нефти по форме 6-гр был выполнен прирост промышленных запасов нефти пласта Сt-III в количестве – геологических – 224 тыс.т, извлекаемых – 120 тыс. т (протокол ЦКЗ № 165(м) – 2004 от 31.03.2004 г.).

Действующим проектным документом является «Проект разработки Якшур-Бодьинского нефтяного месторождения», который был выполнен в 2004 г. Утвержден ТО ЦКР Минэнерго России по УР по II варианту разработки в условиях реализуемой системы разработки с довыработкой запасов нефти четырьмя боковыми стволами (БС). Разработка по данному варианту характеризуется наибольшим значением КИН (0,562) за технологический срок разработки, (протокол №21-ТКР от 15.09.2004 г.).

Запасы нефти принятые при проектировании составляли: геологические/извлекаемые  по категории В+С₁ – 3183/1692 тыс.т, по категории С₂ – 64/34 тыс.т.

В 2007 г. по результатам сейсморазведочных работ НВСП выполнен оперативный прирост запасов нефти в целом по месторождению (протокол Роснедра № 18/80-пр от 07.02.2008 г.). Начальные запасы нефти составили: геологические – 3678,0 тыс.т, извлекаемые – 2066 тыс.т, при коэффициенте нефтеизвлечения 0,562 д.ед.

В 2008 г. выполнен «Авторский надзор за реализацией проекта разработки Якшур-Бодьинского нефтяного месторождения» (протокол № 276 ТО ЦКР Роснедра по УР от 01.07.2008 г.) с основными положениями:

– выделение одного объекта  разработки – турнейского;

– разработка залежи на естественном упруго-водонапорном режиме;

– общий фонд скважин  – 17, из них одна ликвидирована и  одна поглощающая;

– бурение боковых стволов  – 7 скв./опер. (2009-2017 гг.);

– накопленная добыча нефти  в целом по месторождению (С₁+С₂) – 2068 тыс.т; в т.ч. по распределенному фонду (С₁+С₂) – 1977 тыс.т;

– достижение КИН – 0,562, Квыт – 0,641, Кохв – 0,877.

2.2. Анализ текущего  состояния разработки нефтяного  месторождения

Промышленная нефтеносность  Якшур-Бодьинского месторождения  связана с отложениями малевско-упинского  горизонта (пласты Сt-I, Ct-II и Ct-III) турнейского яруса нижнего карбона. Эксплуатационное разбуривание месторождения было начато в 1985 г.

На текущий момент в  действующем добывающем фонде числится 14 скважин, одна в бездействии (скв. 718). Разработка объекта осуществляется на естественном упруго-водонапорном режиме.

По состоянию на 01.01.2011 г. средний дебит по нефти составляет 16,0 т/сут, по жидкости – 56,7 т/сут, при обводненности 71,8 %. Текущий дебит нефти по скважинам изменяется от 2,1 до 102,3 т/сут (скв. 3 и скв. 7).

Добыча жидкости ведется  механизированным способом с применением  насосов типа ТНМ и ЭЦН (скв. 6, 7, 12БС). Средний динамический уровень  по скважинам составляет 961 м и изменяется в диапазоне глубин от 289 до 1345 м (скв. 7 и скв. 10). Средняя глубина спуска насосного оборудования составляет 1329 м, при среднем погружении насоса под динамический уровень 368 м.

Распределение скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности  приведено в таблицах 13-14 и рисунке 4.2.

Рисунок 12 – Распределение скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности.

Таблица 13

Распределение фонда скважин  по дебитам нефти и обводненности  
турнейского объекта на 01.01.2011 г.

 

Таблица 14

Распределение фонда скважин  по дебитам жидкости и обводненности  турнейского объекта на 01.01.2011 г.

К малодебитному фонду  относится пять скважин с дебитом  нефти до 5 т/сут. Обводненность до 50 % зафиксирована в пяти скважинах, от 50 до 90 % зафиксирована семи скважинах и в двух скважинах обводнённость более 90 %. Текущая обводнённость добываемой продукции составляет 72,0 %. Параметры эксплуатации добывающих скважин по состоянию на 01.01.2011 г. приведены в таблице 15.

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 15

Параметры эксплуатации добывающих скважин по состоянию на 01.01.2011 г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

По состоянию на 01.01.2011 г. накопленная добыча нефти составляет 1799,2 тыс.т. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) – 91,1 %. Текущий КИН составил – 0,524 д.ед. от утвержденных геологических запасов (категории запасов В+С₁). Накопленная добыча жидкости – 3340,6 тыс.т.

Динамика основных показателей  разработки Якшур-Бодьинского месторождения приведена в таблице 16 и на рисунке 13.

Таблица 16

Динамика основных показателей  разработки

 

Текущие и накопленные  показатели по скважинам приведены  на рисунках 14 и 15. Карты текущих и накопленных отборов по объекту разработки приведены на рисунках 16-17.

Рисунок 13 – Динамика основных показателей разработки на 01.01.2011г.

 

 

Рисунок 14 – Текущие показатели по скважинам по состоянию на 01.01.2011 г.

Рисунок 15 – Накопленные показатели по скважинам по состоянию на 01.01.2011 г.

 

В конце декабря 2010 г. введен в эксплуатацию боковой ствол (БС) пробуренный из скв.12, вскрывший продуктивные пласты Сt-I и Сt-II. Начальный дебит нефти и жидкости составил 16,3 т/сут и 436,8 т/сут, при обводненности 96,3%. В январе 2011 г. проведены ремонтно-изоляционные работы направленные на отключение промытого пласта Сt-II. На 01.04.2011 г. обводненность составила 9,5%, при дебите нефти и жидкости на уровне 12,6 т/сут и 13,9 т/сут.

Работа скв.12БС отразилась на эксплуатации соседних скважин (скв. 10, 11), в которых отмечено снижение дебитов нефти и жидкости, что говорит о взаимовлиянии  скважин.

 

Рисунок 16

Рисунок 17

2.2.1 Сравнение  утвержденных и фактических показателей  разработки

 

Сравнение проектных и  фактических показателей разработки Якшур-Бодьинского месторождения  приведено за последние пять лет (2006-2010 гг.), согласно РД .

Разработка турнейского  объекта Якшур-Бодьинского месторождения  осуществляется на основании проекта  разработки (2004 г.) и решений авторского надзора (2008 г.).

В 2006 г. добыча нефти превышает проектный уровень на 31,5 % или на  
19,1 тыс. т (проект 60,6, факт 79,7 тыс.т). Фактическая обводненность продукции ниже проектной (в абсолютных единицах) на 1,8 % (проект 69,0, факт 67,2 %), при этом объем добычи жидкости превысил на 24,5 % или на 47,9 тыс.т (проект 195,3, факт 243,2 тыс.т). Фактический фонд скважин соответствует проектному.

В 2007 г. добыча нефти превышает проектные уровни на 31,7 % или на 17,2 тыс. т (проект 54,2, факт 71,4 тыс.т). Фактическая обводненность продукции соответствует проектной (в абсолютных единицах) (проект 69,6, факт 69,2 %). Объем добытой жидкости на 30 % выше проектной величины, что на 53,6 тыс.т (проект 178,4, факт 232,0 тыс.т) больше утвержденных значений. Фактический фонд добывающих скважин на одну скважину выше проектного (проект 13, факт 14 ед.).

В 2008 г. выполнен «Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки Якшур-Бодьинского месторождения нефти Удмуртской Республики». Необходимость выполнения данного авторского надзора вызвана превышением фактических показателей над проектными.

В рамках данного проекта  проведена корректировка основных технологических показателей разработки (годовые показатели добычи нефти, жидкости и др.). По итогам отчетного года фактическая  добыча нефти оказалась ниже проектного уровня на 2,2 % или на 1,3 тыс.т (проект 58,6, факт 57,3 тыс.т). Обводненность продукции ниже проектной (в абсолютных единицах) на 8,4 % (проект 74,0, факт 65,6 %). Добыча жидкости на 26,1 % или на 58,5 тыс.т (проект 225,2, факт 166,7 тыс.т) ниже проектной величины. Фактический фонд добывающих скважин на одну скважину выше проектного (проект 14, факт 15 ед.).

В 2009 г. добыча нефти выше проектной на 14,8 % или 7,1 тыс. т (проект 48,0, факт 55,1 тыс.т). Фактическая обводненность продукции ниже проектной (в абсолютных единицах) на 9,2 %. Добыча жидкости ниже проектной величины на -19,1 % или на 41,6 тыс. т (проект 218,2, факт 176,6 тыс.т). Фактический фонд добывающих скважин на одну скважины выше проектного (проект 14, факт 15 ед.).

В 2010 г. добыча нефти превышает проектные уровни на 39,0 % или на 16,6 тыс.т (проект 42,5, факт 59,1 тыс.т). Фактическая обводненность продукции ниже проектной (в абсолютных единицах) на 10,8 % (проект 80,8, факт 72,0 %), объем добычи жидкости ниже запланированного на 4,9 % или на 10,8 тыс.т (проект 222,0, факт 211,2 тыс.т). Фактический фонд добывающих скважин соответствует проектному.

Выводы:

На протяжении эксплуатации Якшур-Бодьинского месторождения  проектные показатели разработки неоднократно пересматривались, что связано с  изменением представлений о геологическом  строении месторождения, с уточнением геолого-физических характеристик  пластов-коллекторов, геологических  и извлекаемых запасов.

Фактическая добыча нефти на протяжении всего периода  эксплуатации превышает проектные  показатели. За последние пять лет, максимальное отклонение отмечено в  2007 г., что на 17,2 тыс.т (+31,7 %) выше прогнозного уровня (проект 54,2, факт 71,4 тыс.т).

Превышение фактических  темпов добычи нефти связано:

• c наиболее активной законтурной областью, чем это предполагалось ранее (жестко-водонапорный режим);
• с высокой эффективностью геолого-технических мероприятий;
• с более низкими темпами обводнения;
• с изначально заниженными добывными характеристиками месторождения;
• с еще возможно более высоким потенциалом турнейской толщи (недоизученными остаются как фильтрационные характеристики так и ресурсная база данного месторождения).

 

Сравнение показателей разработки приведено на рисунке 18 и в таблице 17.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 18 – Сопоставление основных проектных и фактических показателей  
разработки турнейского объекта.

 

 

Таблица 17

Сопоставление проектных и фактических  показателей разработки турнейского  объекта

Продолжение таблицы 17