Запасы нефти и газа

Впервые запасы нефти Ярино-Каменноложского месторождения рассмотрены в ГКЗ СССР в 1956 г., когда на баланс были поставлены геологические запасы яснополянской залежи Яринской площади в количестве 66397 тыс. т (протокол № 1285 от 21.07.56 г.).

В 1960 г. утверждаются геологические запасы по яснополянской, башкирско-серпуховской и турнейской залежи Каменноложской площади в объеме 136683, 1 тыс. т. (протокол № 3222 от 3.12.1960 г.).

Окончательный вариант подсчета запасов нефти в целом по месторождению утвержден в ГКЗ в 1962 г. и балансовые запасы нефти составили 195823 тыс.т (протокол 3598 от 20.02.62 г.).

В 1965 г. при составлении технологической схемы разработки и уточнения строения башкирско-серпуховской залежи извлекаемые запасы по этой залежи, в связи с увеличением коэффициента нефтеизвлечения с 0, 3 до 0, 45, увеличились с 11800 до 17743, 5 тыс. т., а геологические оставались на уровне принятых ранее по сумме категорий В+С₁ в количестве 39430 тыс. т. Технологическая схема утверждена ЦКР 19.11.65 г. (протокол № 51).

В 1966 г. Пермским филиалом института Гипровостокнефть выполнена работа по уточнению строения турнейской залежи месторождения. В результате пересчета геологические запасы нефти увеличились с 6278 до 6888 тыс. т. Увеличение коэффициента нефтеотдачи с 0, 2 до 0, 45 привело к увеличению извлекаемых запасов до 3099 тыс. т. Запасы нефти турнейской залежи утверждены ЦКЗ Миннефтепрома.

Большая обобщающая работа по детальному уточнению запасов нефти Ярино-Каменноложского месторождения выполнена в 1969 и 1975 гг. Пермским филиалом института Гипровостокнефть, в которой были пересчитаны запасы по отдельным пластам месторождения и его блокам. Однако в связи с тем, что разница в геологических запасах утвержденных в ГКЗ и уточненных не превышала 5%, было принято решение не пересматривать начальные запасы, утвержденные ГКЗ в 1962 г.

В 1998 г. институтом ПермНИПИнефть в работе по составлению баланса запасов башкирско-серпуховской залежи коэффициент нефтеотдачи принят 0, 519, а извлекаемые запасы возросли с 17743, 5 до 20464, 2 тыс. т.

Как видим, с 1962 по1998 гг. КИН по башкирско-серпуховской залежи увеличился в 1, 73 раза, а геологические запасы при этом оставались на уровне принятых ГКЗ в 1962 г.

В 1999 г. выполнен подсчет запасов углеводородов в отложениях турнейского яруса Северо-Яринской площади месторождения. Геологические запасы приняты ЦКЗ Министерства природных ресурсов по сумме категорий С₁+С₂ в количестве 730 тыс. т, в том числе по С₁ 63, 8 и по С₂ – 666, 2 тыс. т (протокол 37-99 от 1.03.99 г.).

Таким образом, начальные геологические запасы нефти, числящиеся на балансе по месторождению в целом по сумме категорий А+В+С₁ составляют 196497, 8 тыс. т, в том числе 39, 4 млн. т по башкирско-серпуховской залежи; 150, 2 млн. т по яснополянской и 6, 9млн. т – по турнейской, а кроме этого 666, 0 тыс. т по категории C₂.

Согласно п. 3.1 Технического задания проекта доразработки, требуется " …уточнить распределение балансовых запасов по объектам разработки и по площадям" по результатам переинтерпретации данных ГИС. Выше уже было показано, что для объективной оценки параметров пласта необходимо иметь данные по скважинам с полным комплексом ГИС. Всего Заказчиком было представлено 100 таких скважин, пробуренных в пределах месторождения. Все они вскрыли только башкирско-серпуховской и яснополянский пласты, в пределах Яринской и Каменноложской площадей. Турнейская же залежь этими скважинами не вскрыта, как, впрочем, и все залежи Северо-Яринской площади. В связи с этим, вновь полученные данные по интерпретации материалов ГИС были использованы для уточнения объема коллектора, а, следовательно, и дифференцированной оценки запасов нефти, по башкирско-серпуховской и яснополянской залежам на Яринской и Каменноложской площади. Причем, необходимо оговориться, что в первую очередь, это касается внутреннего строения коллектора, поскольку при построениях структурных планов объектов разработки, являющихся подсчетными планами, задействованы все скважины, пробуренные на месторождении.

В результате выполненных работ с учетом результатов переинтерпретации данных ГИС, были уточнены структурные построения, получены данные по эффективным толщинам коллекторов и оперативно оценены запасы нефти отдельных поднятий по состоянию на 1.01.2014г, которые составили:

Башкирско-серпуховской пласт. Площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности осталась прежней, оцифрована с подсчетного уточненного плана и составила 54000 тыс.м². Эффективная нефтенасыщенная толщина – 13, 7 м. Объем коллектора при этом составил 739583 тыс. м³, что равно объему коллектора, принятого при подсчете запасов и равном 739583 тыс.м³.

Распределение запасов нефти по площадям, относящимся к этому пласту, проводилось в процентном соотношении к эффективному нефтенасыщенному обьему.

При значении параметра пористости, принятому равным величине в подсчете запасов 1965г. и составляющему 9, 7%, геологические запасы нефти по башкирско-серпуховскому пласту в целом по залежи и по площадям составят:

Яринская площадь – 10553 тыс.т., Каменноложская – 28877 тыс.т., и в целом по месторождению – 39430 тыс.т.

Вместе с тем, учитывая проделанную ООО «Технойл» работу считаем необходимым дать нашу оперативную оценку запасов с учетом изменения величины пористости, определенной по результатам интерпретации данных ГИС по 100 новым скважинам с учетом рекомендаций Шлюмберже. Но это касается только пласта Бш+Ср. Коэффициент пористости, полученный по результатам переинтерпретации материалов ГИС, принят 0, 16, а остальные параметры (коэффициент нефтенасыщенности, плотность нефти и переводной коэффициент) оставлены без изменения, и взяты из подсчета запасов 1962г. В результате, балансовые запасы по залежи по сумме категорий А+В+С₁ составили 63070тыс. т, в том числе по Яринской площади 16880тыс.т и Каменноложской – 46190тыс.т.

Ярино-Каменоложское. 196498 0, 655 128706

Яснополянский надгор. 158992 0, 7 111294

а) Каменоложская. 99862 0, 7 69903

б) Яринская. 47786 0, 7 33450

в) Северо-Яринская. 2468 0, 7 1728

Башкирско-серпухов. 39430 0, 519 20464

а) Каменноложская. 27889 0, 519 14474

б) Яринская. 11541 0, 519 5990

Турнейский 6952 0, 449 3121

а) Каменноложская 4963 0, 496 2462

б) Яринская 1925 0, 33 635

в) Северо-Яринская. 64 0, 328 634

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ

Процессы, происходящие в нефтяных пластах при разработке залежей нефти и газа, определяются как горно-геологическими условиями залегания нефти, так и характером реализованных технологических систем отбора продукции и закачки вытесняющего агента. Расчетные уровни добычи нефти зависят от полноты учета особенностей геолого-физических характеристик продуктивных пластов и насыщающих их флюидов, от выбранной системы разработки, режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, системы поддержания пластового давления. Поэтому при составлении проектного документа предварительно требуется обоснование основных положений расчетных вариантов.

. Анализ результатов исследования скважин и пластов,

результатов пробной эксплуатации, характеристика режимов эксплуатации и динамика продуктивности скважин

В настоящей главе приведен анализ результатов испытаний и гидродинамических исследований скважин с целью обоснования исходных параметров для расчетов технологических и технико-экономических показателей разработки башкирско-серпуховской, яснополянской и турнейских залежей.

Башкирско-серпуховская залежь

За длительный период разработки данной залежи с 1957г. по результатам исследований скважин накоплен большой объем данных об энергетическом состоянии залежи, коллекторских свойствах пластов, добывных возможностях скважин.

В начальный период в больших количествах снимались индикаторные диаграммы и кривые восстановления давления, после перехода на механизированный способ эксплуатации прослеживались кривые восстановления уровней. Полученные средние гидродинамические характеристики по Яринской и Каменноложской площадям данной залежи несколько отличались друг от друга.

Начальная пластовая температура, определенная по графику геотермы, построенной на основе замеров по всему этажу нефтеносности месторождения, на Яринской площади составляла 21 ⁰С, что на 3 ⁰С ниже, чем начальная температура Каменноложской площади, определенная на уровне 24 ⁰С.

Начальное пластовое давление на обоих поднятия, представляющих собой единую гидродинамическую систему, на глубине ВНК составляло 13, 7 МПа. Средние дебиты нефти, определенные на основе замеров в скважинах, эксплуатирующих только башкирскую залежь, по Яринской площади были ниже, чем по Каменноложской площади. В безводный период их средние значения составляли соответственно 38 и 58 т/сут, в процессе обводнения исследуемых скважин до 50-98% дебиты нефти снизились до 4, 4 т/сут – по Яринской площади и до 16, 8 т/сут – по Каменноложской площади.

Представительные замеры газового фактора были получены в основном по скважинам, расположенным на Каменноложском поднятии. Средняя величина газового фактора за весь период разработки составила 187 м³/т. Однако, по характеру динамики газовых факторов можно выделить две группы скважин:

1. в 13 скважинах, расположенных в южной и западной частях поднятия в зонах с ухудшенными коллекторскими свойствами, газовый фактор в 1969-1971гг. увеличивался в 6-10 раз относительно начального газосодержания (120 м³/т) за счет значительного снижения пластового давления ниже уровня давления насыщения. Максимальные значения газового фактора, достигавшие 1000-1200 м³/т, отмечались в скв.145, 269, 434, 426, 436;

2. в 24 скважинах, рассредоточенных в центральной части поднятия, характеризующейся улучшенными коллекторскими свойствами, значения газового фактора в тот же самый период не превышали четырехкратной величины от первоначального газосодержания.

Начальная продуктивность залежи, изменение ее текущих значений в процессе разработки изучались по скважинам, имевшим безводный период и находившимся в эксплуатации длительный период времени только башкирской залежи.

Период безводной эксплуатации скв.484, 509, 702, 720, расположенных в центральной части Яринской площади, а так же скв.358, 145, 378, 408, 246, 4, 426, расположенных в северной и центральной частях Каменноложской площади отличался ростом продуктивности, связанным с очисткой призабойной зоны пласта. В большинстве скважин, несмотря на снижение пластового давления, это увеличение коэффициентов продуктивности происходило за счет естественной очистки призабойной зоны, а в части скважин - за счет проведенных мероприятий по интенсификации притока, таких как кислотные обработки, перестрелы продуктивных интервалов и др.

По мере обводнения данных скважин отмечалось снижение их продуктивности в среднем на 65%, причем характер снижения был различным:

- в скважинах центральной части Каменноложской площади резкое снижение продуктивности в 2 раза отмечалось уже при незначительном обводнении продукции до 10%.

- в остальных скважинах уменьшение продуктивности происходило постепенно по мере увеличения обводненности.

Выявленные различия в динамике продуктивности скважин свидетельствуют о существовании в башкирской залежи двух видов коллекторов с различным типом порового пространства, разработка которых сложившейся системой приводила к различным результатам.

7.1. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

Башкирско-серпуховская залежь

Залежи пластов Бш и Срп, в пределах Каменноложской площади, разрабатываются с 1960г. и до настоящего времени, за это время участвовало в добыче нефти 222 скважины и 92 скважины находились под закачкой воды, эти залежи содержат 16, 7% начальных извлекаемых запасов всей Каменноложской площади.

Основное разбуривание башкирско-серпуховской залежи началось в 1964 году. В промышленную эксплуатацию залежь введена в 1960 году, а реализация проектной системы была, в основном, закончена к 1970 году. Добывающие скважины размещались по равномерной сетке 600·600м. В течение первых лет (до 1965 года) залежь разрабатывалась на естественном режиме. В этот период происходило снижение пластового давления и падение дебитов нефти.

В 1972 году по залежи приняты дополнительные технологические решения по интенсификации выработки ее запасов (протокол совещания у начальника Геологического Управления Миннефтепрома от 06.1972г).

Эти решения сводились к следующему:

· Организация очагового заводнения в местах, слабо испвтывающих влияние закачки от разрезающих рядов;

· Уплотнение сетки скважин за счет возврата обводненных скважин с нижних объектов и бурение дополнительных скважин в местах, слабо охваченных выработкой;

· Для обеспечения проектной приемистости нагнетательных скважин повышение давления нагнетания с 10МПа до 20МПа.

Ввод новых скважин осуществлялся с 1960г по 2003г от 1 до 40 скв./год, максимальное число вводимых новых скважин приходилось на 1968-1969г.г. (24; 40), а с 1979 г. количество вводимых скважин резко сократилось.

На 01.01.20014 года весь фонд башкиро-серпуховской залежи Каменноложской площади составляет 229 скважины, из них 42 добывающих, 89 нагнетательных, 37 наблюдательных, 3 в консервации и 108 ликвидированных и в ожидании ликвидации, т.е. 63, 8% фонда скважин выбыло из эксплуатации из-за высокой обводненности добываемой нефти и неудовлетворительным техническим состоянием скважин в связи с большим сроком эксплуатации (более 50 лет). Вступали новые скважины в разработку фонтаном –56, 8%, а также ЭЦН-41, 9% и ШГН -1, 3%. На дату анализа из 42 работающих скважин в течение года все оборудованы ЭЦН.

Формирование фонда скважин на башкирско-серпуховскую залежь осуществлялось за счет своего проектного фонда, пробуренного в соответствии с технологической схемой разработки, так и дополнительных скважин, количество которых и местоположение обосновывалось в авторских надзорах и других проектных документах. В добывающем фонде число дополнительных скважин составило почти 60, 0% от проектных. Почти половина скважин (56, 0% от всех скважин, участвовавших в разработке этой залежи,) возвращены с нижележащей залежи яснополянского надгоризонта.

В настоящее время залежь находится в IV стадии разработки, когда довыработка оставшихся запасов нефти осуществляется сравнительно небольшим фондом скважин- 42 (18, 9% от всех пребывавших в добыче нефти).

На 1.01.20014г. по залежи всего добыто 16813, 0 тыс. тонн нефти. Средняя накопленная добыча на одну скважину, пребывавшую в эксплуатации, составила 72, 2 тыс.т, в том числе по отдельным скважинам: