Геолого-физическая характеристика месторождения

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Таблица 4

Характеристики смачиваемости поверхности каналов фильтрации

пород по лабораторным данным

		Количество	Диапазон изменения значения
Возраст	Пласт
		определений	индекс		Краевой угол
			Амотта-Гервея		смачивания
С2pd		1	0,265		74,6
	К1, K2	3	0,096 ... 0,133		82,3 ... 84,5
С2ks
	K4	4	0,361 ... 0,765		40,1 ... 68,8
	CIV, CVI	32	-0,033 ... 0,288		73,3 ... 91,9
С1v
	CII, CIII	12	-0,03 ... 0,089		84,9 ... 91,7
С1t	С1t	10	0,138 ... 0,227		76,9 ... 82,1

1.4. Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Для оценки физико-химических характеристик нефти и газа из продуктивных отложений среднего и нижнего карбона отобраны пробы нефти, и газа.

По общепринятым классификациям нефти каширо-подольской залежи в целом по месторождению характеризуются как тяжелые по плотности

(0,8797 г/см3), высокосернистые (> 2%), парафинистые (< 6%), смолистые (< 15%), вязкие в пластовых условиях (10,3 мПа∙с). На визейских и турнейских отложениях нефти битуминозные (плотность > 0,895 г/см3), имеют повышенную вязкость (16,85 мПа∙с и 21,41 мПа∙с, соответственно),

высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые.

Товарная характеристика нефти изучена в лаборатории предприятия.

Для анализа были отобраны пробы из отложений турнейского яруса и тульского горизонта. Бензиновые дистилляты исследованных нефтей имеют повышенное содержание серы. Прямой перегонкой из нефтей турнейского яруса и тульского горизонта Ельниковского месторождения могут быть получены высокосернистые компоненты автомобильных бензинов в коли-

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

честве соответственно 15,9% и 18,1%, а также высокосернистые компоненты дизельных топлив летних марок в количестве от 18% до 25% на нефть. После проведения карбомидной депарафинизации можно получить из исследуемых нефтей компоненты дизтоплив зимних марок. Для данных нефтей потенциал масел определен по ГОСТ 912-66 путем анализа остатков нефтей после отбора светлых фракций до 350оС. В результате проведенного анализа было установлено, что выход газовых масел с индексом вязкости 85 составляет 10,2% и 18,0%, соответственно, для турнейской и тульской нефтей. Кроме того, нефть Ельниковского месторождения может быть использована для производства битумов. По ГОСТ 912-66 нефти присвоен шифр технологической классификации: турнейского пласта – III Т2М4И2П3,

тульского – III Т2М3И1П3, каширо-подольского пластов – III Т1М2И1П2.

Газ по всем залежам и поднятиям по своему составу является углеводо-

родно-азотным (содержание азота < 50%), с высоким содержанием этана, пропана и нормального бутана.

По химическому составу подошвенные воды визейских отложений по трем поднятиям месторождения представляют рассолы, по классификации В.А. Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу. Степень минерализации и плотность в среднем по пробам изменяется незначительно, соответственно, на Ельниковском – 275,1 г/л и 1,178 г/см3, на Апалихинском

– 272,7 г/л и 1,177 г/см3 и на Соколовском – 245,4 г/л и 1,161 г/см3. /1/.

1.5. Запасы нефти и газа

Первоначально подсчет запасов нефти и попутных компонентов выполнен Удмуртским трестом разведочного бурения в 1977 году по состоянию изученности месторождения на 01.01.1977 г. Запасы утверждены ГКЗ СССР (протокол № 7980 от 23.12. 77).

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

После разбуривания месторождения институтом ТатНИПИнефть в 1989 году выполнен пересчет запасов нефти Ельниковского месторождения (протокол №10819 ГКЗ СССР от 28.03.1990 г).

Оценка категорийности запасов каждой из залежей была проведена с учетом состояния достигнутой геолого-геофизической изученности месторождения, распределение запасов нефти по категориям представлено на рисунке.

Запасы нефти категории С2 сосредоточены лишь в продуктивных пластах каширо-подольских залежей, причем 67% запасов категории приурочены к пласту К2+3 и 20% – к пласту К4. По поднятиям запасы категории С2 среднего карбона распределены примерно равномерно.

Всего начальные извлекаемые запасы по категориям В+С1 на момент утверждения составили 38,0 млн. т, по категории С2 – 6,5 млн. т. /1/.

Распределение геологических запасов нефти по категориям на Ельниковском месторождении в целом

Геологические запасы по категориям тыс. т. Ельниковское месторождение в целом.

30952

67202

44078

B

C1

C2

Рис.4

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Распределение геологических запасов нефти по поднятиям на Ельниковском месторождении

Геологические запасы нефти категории В+С	1	по поднятиям, тыс.т.
Ельниковское месторождение в целом.
29963

34268

47049

Соколовское (42.3%)

Ельниковское (26.9%)

Апалихинское (30.8%)

Рис.5

Распределение геологических запасов нефти по объектам на Ельниковском месторождении

Геологические запасы нефти категории В+С1 по продуктивным отложениям, тыс.т. Ельниковское месторождение в целом.

68004

7830

35446

Кашироподольский горизонт (31.9%) Визейский ярус (61.1%)

Турейский ярус (7.0%)

Рис.6

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Таблица 5

Распределение геологических запасов категории С2 по пластам и поднятиям Ельниковского месторождения

Запасы по пластам	Поднятия			Всего	по
				пластам
	Соколовское	Ельниковское	Апалихинское
П1, тыс.т.	45	-	-	45
П2, тыс.т.	34	125	-	159
П3, тыс.т.	-	-	-	-
П4, тыс.т.	181	279	-	460
К1, тыс.т.	1178	2112	-	3290
К2 + 3, тыс.т.	9366	3653	7714	20733
К4, тыс.т.	-	1985	4280	6265
Всего, тыс.т.	10804	8154	11994	30952
Всего, %	34,90	26,30	38,80

Внижнем карбоне основные запасы приурочены к пластам CIII (50,2%)

иCV (28,1%) визейского яруса, причем 49,8% запасов нефти – на Соколовском поднятии, 28,3% и 21,9% - на Ельниковском и Апалихинском поднятиях, соответственно. /1/.

Распределение запасов нефти по продуктивным пластам визейского яруса на Ельниковском месторождении

Геологические запасы нефти категории В+С1 по пластам, тыс.т. Визейский ярус.

34156

4879

19111

3074	6784
CII (4.5%)	CIII (50.2%)
CIV (7.2%)	CV (28.1%)
CVI+СVII+CVIII (10.0%)

Рис.7

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

В среднем карбоне основные запасы промышленных категорий сосредоточены в пластах П3 подольского горизонта и пласте К4 каширского горизонта.

На 01.01.2013 года остаточные извлекаемые запасы по объектам разра-

ботки распределены : каширо-подольский - 14 845 тыс. т., визейский – 7 453

тыс. т, турнейский – 1 220 тыс. т. /1/.

Распределение запасов нефти по продуктивным пластам каширо-подольского горизонта на Ельниковском месторождении

Геологические запасы нефти категории В+С по пластам, тыс. т.
			1
Ельниковское месторождение. Средний карбон.
15411		1035
			7331
			826
3804	831	6208
П1 (2.3%)	П2 (10.7%)	П3 (43.5%)	П4 (2.9%)
К1 (20.7%)	К2+3 (2.3%)	К4 (17.5%)

Рис.8

Сравнение начальных извлекаемых запасов по объектам Ельниковского

месторождения с остаточными извлекаемыми запасами на 01.01.2013 г.

Сравнение НИЗ и остаточных извлекаемых запасов

Запасы, тыс.т

18000

16000

14000

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0

Турнейский Визейский Каширо- Объект подольский

НИЗ Остаточные извлекаемые запасы

Рис.9

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Накопленная добыча нефти по объектам на 01.01.2013 г. составила:

турнейский объект - 45,0 тыс. т; визейский объект – 20928,0 тыс. т; каширо-

подольский – 99,0 тыс. т. /1/.

Таблица 6

Запасы нефти по объектам

Пласт	Категория	Начальные запасы нефти, тыс.		Остаточные	запасы нефти,
		т		тыс. т
		балансовые	извлекаемые	балансовые	извлекаемые
Турнейский объект
С1t-I	С1	7830	1271	7785	1226
Визейский объект
С-II, III, IV,	В+С1	68004	28302	47076	7374
V, VI
Каширо-подольский объект
П1+П2+П3+П4+	С1	35447	8471	35365	8389
К1+К3+2+К4
	С2	30952	6463	30936	6447

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Текущее

состояние

разработки

Ельниковского

месторождения

Ельниковское месторождение введено в разработку в 1977 году в соответствии с «Проектом опытно-промышленной эксплуатации Ельниковского месторождения. С 1991 года разработка ведется на основании технологической схемы, составленной УКО ТатНИПИнефть. Месторождение многопластовое, промышленная нефтеносность выявлена в турнейских,

визейских (пласты С-II, С-III, C-IV, С-V и С-VI) отложениях нижнего карбона, а также в каширо-подольских отложениях (пласты К1-4, KS-V и Р1-

Р4) среднего карбона. Нефти всех пластов характеризуются повышенной вязкостью. Эти объективные факторы влияют на развитие процессов разработки и отрицательно влияют на степень выработки запасов нефти.

В промышленной эксплуатации находится визейский (по существовавшей ранее номенклатуре – яснополянский) объект, и каширо-

подольский объект. Турнейский объект разрабатывается единичными скважинами.

На 01.01.13 г. отобрано 21072,3 тыс. т нефти и 67287,7 тыс. т жидкости.

Среднегодовая обводненность добываемой продукции составила 82,4 %.

Среднесуточный дебит по нефти – 4,6 т/сут, по жидкости – 26,2 т/сут.

Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,189.

Распределение добычи нефти по объектам разработки следующее:

каширо-подольский – 99,4 тыс.т; визейский – 20927,7 тыс.т; турнейский –

45,2 тыс.т.

Разработка визейского объекта ведется с поддержанием пластового давления, каширо-подольского и турнейского - на естественном режиме./1/

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2.2. Технико-экплуатационная характеристика фонда скважин

На конец 2013 года по месторождению пробурено всего 615 скважин.

Основной пробуренный фонд скважин приходится на визейский объект разработки. Следующим по значимости является каширо-подольский объект,

весь фонд скважин этого объекта был возвращен с нижележащих объектов. В

процессе разработки месторождения скважины с визейского объекта переводились и на турнейский объект, но, ввиду низких дебитов,

практически, все были переведены на каширо-подольский объект.

По способу эксплуатации все скважины являются механизированными.

Скважины визейского объекта оборудованы ШГН и ЭЦН, каширо-

подольский объект, характеризующийся более низкими дебитами по жидкости, эксплуатируется только ШГН. Средний дебит действующих скважин по месторождению составляет: по нефти – 4,6 т/сут, по жидкости –

26,1 т/сут; средняя обводненность – 82,4%; максимальный дебит по нефти

47,0 т/сут (скв. 3782), по жидкости – 383,8 т/сут (скв. 3606). Средняя приемистость нагнетательных скважин – 59,1 м3/сут, максимальная приемистость – 200 м3/сут (скв. 3696 и 3702).

На основании проведенного анализа текущего состояния разработки каширо-подольского объекта следует:

1)скважины эксплуатируются с забойными давлениями значительно ниже давления насыщения;

2)при массовом переводе скважин на объект (что происходит в настоящее время) и увеличении отборов нефти без внедрения системы ППД будет происходить значительное снижение пластового давления и ухудшение условий разработки объекта;

3)высокие депрессии на пласт при эксплуатации скважин объекта,

разрабатываемого на естественном режиме, могут приводить к

преждевременному росту обводненности за счет подстилающей и краевой

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

воды, а также к обводнению скважин из-за перетоков воды вдоль эксплуатационной колонны при некачественном цементировании;

4) при переводе скважин на каширо-подольский объект рекомендуется проводить раздельное исследование пластов для оценки их продуктивности и гидродинамических свойств и возможности в дальнейшем контролировать и регулировать выработку запасов.

Разработка визейского объекта осуществляется с 1977 года. В

соответствии с утвержденными проектными решениями реализована площадная семиточечная система заводнения. Объект находится в III стадии разработки. Отмечается снижение количества действующих добывающих скважин, связанное с переводом на возвратные объекты, в основном – каширо-подольский. Основными видами ГТМ, поддерживающими отборы нефти, являются ОПЗ, оптимизация работы ГНО, вывод скважин из временного бездействия, РИР. Проведение ГТМ на нагнетательном фонде

(пенокислотная обработка, ОПЗ полисилом и растворителем, ПГКО + УОС,

ДПСКО, ИДВ, гидроимпульсная обработка, селективно-кислотное воздействие и др.) позволяет поддерживать приемистость нагнетательных скважин на необходимом уровне. Проведенный анализ текущего состояния разработки визейского объекта позволяет сделать следующие выводы:

1)состояние разработки визейского объекта оценивается удовлетворительно;

2)запроектированная система разработки реализована в проектных объемах и обеспечивает темпы нефтедобычи на уровне проектных;

3)довыработка запасов БГС эффективна, особенно пласта С-III;

4)рекомендуется проведение мероприятий по установлению наличия гидродинамической связи нагнетательных и добывающих скважин (закачка жидкостей-трассеров, гидропрослушивание).

Турнейский объект предусматривалось эксплуатировать возвратным фондом скважин. На дату составления отчета объект находится в пробной эксплуатации и эксплуатируется единичными возвратными скважинами.