- •1.Введение
- •1.1 Цель и задачи практики
- •2. Геологическая часть
- •2.1 Общие сведения по месторождению
- •2.2 Краткая характеристика района работ
- •2.3 Краткая история разведки Осинского месторождения
- •3. Геолого-физическая характеристика месторождения
- •3.1 Характеристика геологического строения
- •3.1.1.Стратиграфия и литология
- •3.1.2 Тектоника
- •3.1.3 Нефтеносность
- •3.2 Характеристика залежи башкиро-серпуховского яруса Осинского месторождения
- •3.2.1 Коллекторские свойства продуктивных пластов
- •3.2.3. Свойства и состав нефти, газа, воды
- •Физико-химические свойства пластовой воды
- •Свойства и химический состав пластовой воды
- •4.Текущее состояние разработки залежей месторождений цднг-5
- •4.1.1Состояние фонда скважин.
4.1.1Состояние фонда скважин.
За многолетнюю историю разработки Осинского месторождения проектный фонд скважин пересматривался и утверждался 12 раз. Разбуривание проводилось на основании трех проектов (64, 72, 79 гг.), и девяти дополнительных документов к ним (65, 68, 70, 71, 79, 81, 91 гг.).
В соответствии с первым "Проектом разработки Осинского месторождения Пермской обл."(Гипровостокнефть, Куйбышев, 1964) и дополнением к нему (Протокол № 45 ГГУ МНП от 13.07.65г.) общий фонд скважин на месторождении составил 497, в т.ч. основной фонд - 410 скважин, резервный - 87.
Последующими документами (Протоколы: ГГУ МНП от 18.11.68г.; Письма: №11-2-29/605 от 17.8.70г., №11-2-31/683 от 11.11.70г ГГУ МНП; МНП от 17.6.71г., бурения резерв.скв.от 7.10.71г.) утвердили бурение102резервных и оценочных скважин, вместо 87,общий утвержденный фонд составил 512скважин.
При рассмотрении "Проекта разработки …"(ПермНИПИнефть,1972г.) для бурения были утверждены еще 100скважин, в т.ч. 70на Бш и 30на Срп (протокол ГеолУпр.МНП, 1973г.). Общий проектный фонд составил 612скважин.
При рассмотрении "Проекта разработки …" (ПермНИПИнефть,1979г.) и дополнительной записки к нему, для вовлечения в активную разработку периферийной зоны было утверждено для бурения 280скважин основного фонда, в т.ч. 200добывающих и 80нагнетательных, а также предусмотрено бурение 84резервных и 50скважин -дублеров. Кроме того, с выделением в разрезе башкирского яруса двух самостоятельных объектов разработки (пл. Бш1+2 и БшЗ), для подготовки исходных данных для проектирования на пласт БшЗ было утверждено бурение 26скважин. Общий фонд по месторождению составил 923скважины.
В 1989году "Авторским надзором за реализацией технологических схем" для обеспечения регулирования заводнения было предложено на периферийных частях залежи перейти с площадной системы заводнения, рекомендованной технологической схемой 1979 г., на блоковую трехрядную систему разработки, аналогичную реализуемой в центральной части залежи. Для чего в проекте обустройства было изменено назначение 95проектных скважин (33скважины были переведены из категории добывающих в нагнетательные, 62 -из нагнетательных в добывающие).
В последнем документе ("Дополнительной записке... 1991 г.") был пересмотрен проектный фонд скважин. В районе санитарной зоны Воткинского водохранилища отказались от бурения 12добывающих скважин, а для обеспечения выработки запасов на этом участке наметили бурение 5 наклонных скважин: одной добывающей, трех нагнетательных и одного дублера. Было пересмотрено назначение трех проектных скважин, увеличено количество дублеров с 50до 152,за счет чего отказались от резервного фонда. Из числа пробуренных добывающих скважин 50 скважин планировались к переводу под закачку для усиления системы ППД за счет создания поперечного разрезания внутри блоков. Кроме того, в связи с ухудшением экологической обстановки на месторождении возникла необходимость в ликвидации технически непригодных 144добывающих и 81нагнетательной скважины в соответствии с рекомендациями выполненной в 1990г. работы "Анализ технического состояния добывающих и нагнетательных скважин Осинского месторождения и составления прогноза по их выбытию из эксплуатации". Всего "Дополнительной запиской... 1991г." для бурения было утверждено 200скважин основного фонда (154добывающих и 46нагнетательных), в т.ч. 26скважин на пласт БшЗ и 152дублера (67добывающих и 85нагнетательных скважин) при общем проектном фонде653скважины. Ввод скважин из бурения был намечен до 2004года.
Разработка Тулвинского месторождения проводится по "Технологической схеме разработки Тулвинского м-я" (ПермНИПИнефть, 1987г.).
По состоянию на 01.01.2014 г. на Осинском месторождении в пределах горного отвода пробурено 723 скважин, на Тулвинском м-ии - 22 скважины (см. табл.№ 4.2). Эксплуатационный фонд Тулвинского м-ия на 01.01.2014г. составляет 10 скважин, в т.ч. действующих, работающих механизированным способом - 7 скважин. Средний дебит по залежи 2,2 т/сут нефти, 3,0 т/сут жидкости.
Таблица № 4.2
-
Наименование
Характеристика скважин
Осинское скв.
Тулвинское скв.
Пробурено
446
16
Фонд
в том числе :
добывающих
Действующие
262
7
скважин
из них ЭЦН
14
ШГН
248
7
Бездействующие
-
-
В освоении п-ле бурения
-
-
Ликвидированные
116
4
Ож.ликвидации
19
2
В консервации
49
3
Пробурено
219
4
Фонд
в том числе :
нгагнетательных
Действующие
107
-
скважин
Бездействующие
29
-
В освоении п-ле бурения
1
-
Ликвидированные
80
4
Ож.ликвидации
2
-
В консервации
-
-
Всего
58
2
Специальные
в том числе :
скважины
Контрольные
44
2
Поглощающие
3
-
Разгрузочные напор.горизонт.
5
-
Водозаборные
2
-
Гидрогеологические
4
-
ВСЕГО :
723
22
Эксплуатационный фонд на Осинском месторождении насчитывает 311 скв., в т.ч. действующий - 262; нагнетательный фонд - 137 скв., из них действующий - 107 скважин. Весь фонд добывающих скважин работает механизированным способом, в основном (95 %) установками ШГН (см. табл.№ 4.3).
Таблица № 4.3
-
Тип насоса
Кол-во скв.
Всего %
ЭЦН
130
1
0,4
80
2
0,8
50
2
0,8
30
4
1,5
20
1
0,4
НГН
56
10
3,8
43
66
25,2
НГВ
38
2
0,8
32
146
55,7
28
16
6,1
РЭДа
50
2
0,8
30
1
0,4
20
1
0,4
VN
25
8
3,1
Итого :
262
100
Средний дебит одной скважины по нефти составляет 2,9 т/сут (скважины, оборудованных ЭЦН-7,6 т/сут, ШГН-2,7 т/сут), по жидкости -7,6 т/сут (ЭЦН-35,4 т/сут, ШГН-6,1т/сут). Большинство скважин ( 63 %) работают с дебитом нефти менее 2,5 т/сут, с дебитами по жидкости ниже 10 т/сут работает 77 % действующего фонда скважин(см. табл.№ 4.4).
Таблица № 4.4
-
Интервал измен. дебитов т/сут (нефть, жидкость)
Кол-во скв.
Всего %
Кол-во скв.
Всего %
Меньше 2,5
165
63
64
24
2,5 - 5,0
67
26
84
32
5,1 - 10
22
8
53
20
Больше 10
8
3
61
23
Итого :
262
100
262
100
Для скважин Осинского и Тулвинского месторождения характерным является то, что большая часть их была пробурена до 1975 года и эксплуатируется сверх нормативного срока службы. Так, на Осинском м-ии 71,8 % фонда скважин находятся в эксплуатации более 15 лет, в т.ч. 31,5 % - более 25 лет, на Тулвинском м-ии 100 % действующего фонда находится в эксплуатации более 25 лет, что обуславливает наличие большого дефектного фонда скважин. На начало 2014 года на Осинском месторождении было ликвидировано 186 скважин (25,7 % пробуренного фонда), 21 скважина (2,9 %) ожидает ликвидации, на Тулвинском месторождении было ликвидировано 8 скважин (36,4 % ), 2 скважины (9,1 % пробуренного фонда) ожидают ликвидации. Большая часть скважин ликвидируется по техническим причинам: негерметичность колонн, заколонные перетоки пластовой жидкости (основная причина -некачественное цементирование колонн и нарушение герметичности в результате "физического старения" скважины). До 1975 г. проектными документами не уделялось должного внимания изоляции пластовых минерализованных вод от пресных при строительстве скважин, не предусматривалось обязательное перекрытие цементом "башмака" кондуктора. В результате в 44 % фонда скважин подъем цемента за эксплуатационной колонной зафиксирован на глубине ниже 300 м, незацементированный "башмак" кондуктора отмечен почти в половине скважин. До устья зацементировано всего 15 % скважин. Длительная разработка при использование облегченных конструкций скважин, низкое качество крепи, использование в системе ППД агрессивных сточных вод привело к нарушению герметичности эксплуатационных колонн, появлению заколонных перетоков и грифонов. Кроме того, вертикальная миграция флюидов через нарушение крепи в эксплуатационных и нагнетательных скважинах привела к образованию в надпродуктивной толще зон с высокой аномальностыо пластовых давлений (АВПД). Эти зоны имеют высокую интенсивность водопроявлений, таких как: грифонопроявления, излив пластовых флюидов на поверхность через устья скважин. Что в процессе бурения затрудняет процесс проходки и влияет на качество цементажа колонн.
Все это привело к прекращению с 1994 года разбуривания месторождения. В сравнении с последним проектом ("Дополнительная записка... 1991г."), на начало 2014г. не пробурено 150 проектных скважин основного фонда и 138скважин -дублеров (76 - добывающих и 62 нагнетательных). А это, в свою очередь, обусловило невыполнение проектных технологических показателей разработки (см. табл.№ 4.5).
Сравнение проектных и фактических показателей разработки Таблица № 4.5
Месторождение |
|
Осинское |
Осинское |
Осинское |
Тулв. |
Тулв. |
Тулв. |
|
ед.изм. |
(проект) |
(факт) |
откл. |
(проект) |
(факт) |
откл. |
Ввод в эксплуатацию |
год |
1963 |
1963 |
|
1969 |
1969 |
|
Добыча жидкости за отчетный год |
тыс.т |
1615,9 |
692,5 |
-923,4 |
66 |
7 |
-59 |
Добыча нефти за отчетный год |
тыс.т |
431,2 |
266,1 |
-165,07 |
58,6 |
5,2 |
-53,4 |
Добыча нефти сначала разработки |
тыс.т |
34775,6 |
34246,4 |
-529,2 |
559,7 |
493,2 |
-66,5 |
Среднесуточный дебит 1 скв. по нефти |
т |
3 |
2,9 |
-0,1 |
4,42 |
2,2 |
-2,22 |
Среднесуточный дебит 1 скв. по жидкости |
м3 |
12,2 |
7,6 |
-4,6 |
7,56 |
3 |
-4,56 |
Обводненность |
% |
75,2 |
61,6 |
-13,6 |
41,5 |
25,1 |
-16,4 |
Действующий фонд нагнетательн. скважин |
шт. |
183 |
107 |
-76 |
8 |
0 |
-8 |
Закачка воды за отчетный год |
тыс.м3 |
2025,6 |
825,4 |
-1200,2 |
32,5 |
0 |
-32,5 |
Компенсация отбора закачкой, текущая |
% |
120 |
115,8 |
-4,2 |
43,4 |
0 |
-43,4 |
Закачка воды с начала разработки |
тыс.м3 |
153553 |
119802 |
-33751 |
37 |
0 |
-37 |
4.1.2Динамика пластовых давлений.
Пробная закачка воды на Осинском м-ии проводилась с 1965 году, промышленная закачка началась в 1997 году. За два года с начала разработки пластовое давление снизилось с 11,8 Мпа до 10,4 Мпа (см. "График разработки"). Затем, с началом закачки в залежь и до 1978 года, наблюдался рост пластового давления до начального. С 1979 по 1986 гг. происходило снижение пластового давления с 11,8 МПа до 10,6 МПа. Анализ динамики годовых объемов закачки воды в продуктивную толщу, компенсации отбора жидкости в пластовых условиях закачкой и пластового давления в этот период показал, что на месторождении стало отмечаться ослабление связи между объемами закачиваемой воды и пластовым давлением. При постоянно высоком проценте компенсации отбора жидкости из продуктивной толщи закачкой пластовое давление в залежи оставалось ниже начального, что связано с наличием значительных непроизводительных потерь в системе ППД. С 1986 г. по 1990 г. за счет остановки ряда нагнетательных скважин по техническим причинам (заколонные перетоки, негерметичность эксплуатационных колонн и др.) годовые объемы закачки воды в продуктивную толщу были сокращены с 5,27 млн. м3до 2,53 млн.м3. Компенсация отбора жидкости в пластовых условиях закачкой уменьшилась с 153,4 % до 112,5 %. Однако, несмотря на сокращение объемов нагнетаемой воды.. в залежи наблюдается рост пластового давления на 0,9 Мпа. Что связано с сокращением отборов жидкости в результате выбытия из действующего фонда большого количества высокообводненных и технически неисправных добывающих скважин (добывающий фонд сократился с 368 до 262 скв.), а также в результате перевода ряда скважин на эксплуатацию менее производительными насосными установками. Нагнетательный фонд за этот же период увеличился с 91 до 107 скважин.
Оценка завершенности систем ППД по объему закачки, давлениям, водоподготовке.
На 01.01.2014 г. в продуктивную толщу Осинского месторождения закачано 119,8 млн. м3 воды. Основной объем приходится на центральную часть месторождения. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды в пластовых условиях по объему составила 146,7 %; по давлению в зоне ВНК - 97,6 %, в зоне отбора - 96,2 %; текущая компенсация по объему - 115,8 %. Несоответствие объема закачки воды величине текущего пластового давления (Ртек=11,3 МПа при Рнач = 11,8 МПа), как уже отмечалось, свидетельствует о непроизводительных потерях в системе ППД.
Расчет величины потерь закачанной воды был сделан в работе "Составление гидродинамической модели Осинского месторождения"(Распопов А.В. и др., договор № 910 от 23.04.98г., ПермНИПИнефть,1998 г.). Величина потерь по объему составила около 25,7%.
Неудовлетворительное техническое состояния водоводов и нагнетательных скважин привело к неравномерному распределению объемов закачиваемой воды на месторождении. Это обусловило образование зон, где пластовое давление в настоящее время составляет 75-85 % от начального. В том числе и в районе специального горного отвода. В соответствии с требованием по радиационной безопасности ВНИПИпромтехнология (Касаткин В.В., Шахиджанов Ю.С., Осинское месторождение. Отчет по дог.№ 123-Н. ВНИПИпромтехнология. Москва. 1992 г.) - "для предотвращения возможного попадания загрязненной воды из зоны подошвенных вод в продуктивный пласт, за счет увеличения разницы давления между ними", в этом районе необходимо увеличить пластовое давление до начального.
С целью улучшения выработки запасов на Осинском месторождении предусматривалось применение циклического заводнения с изменением направления фильтрационных потоков (ИНФП). Циклическая закачка проводилась только в 1986 году, когда дополнительная добыча за счет этого метода составила 21,3 тыс.т нефти. В последующие годы мероприятия по циклической закачке проводились в связи с неудовлетворительным техническим состоянием водоводов и скважин. Не позволяет осуществлять нестационарное заводнение неисправность системы ППД из-за отставания реконструкции системы обустройства месторождения. Это же отставание не позволяет также усилить систему заводнения за счет уменьшения размеров блоков путем дополнительного поперечного разрезания залежи нагнетательными скважинами.
На Осинском месторождении для нагнетания подтоварной воды в пласт на БКНС-54 используется насосный агрегат ЦНС - 180 х 1900, имеющий производительность 180 м3/час ( 4320 м3/сут) при давлении нагнетания до 190 атм. Плановая суточная закачка по Осинскому месторождению составляет - 2147 м3/сут. Среднесуточный сброс воды с БКНС-54 - 2626 м3/сут. В результате средняя отработка агрегата БКНС-54 составляет 16 час/сут (см. табл.№ 4.6). Это заставляет работать нагнетательные скважины не в установившемся, а в "залповом" режиме. Для того чтобы обеспечить непрерывную работу нагнетательных скважин на несколько суток в период проведения исследований, приходится делать остановку БКНС и "копить" воду. Но и эти меры не позволяют получить качественные данные - давления закачки оказываются заниженными , а приемистость нагнетательных скважин завышенной. Для осуществления постоянной закачки на данный период времени требуется насосный агрегат (типа ЦНС - 63 х 1900) с меньшей производительностью при неизменном давлении нагнетания.
Таблица № 4.6
-
Месяц
Отр.нас.
Сброс
январь
13
2145
февраль
16
2640
март
15
2475
апрель
18
2970
май
16
2640
июнь
15
2475
июль
15
2475
август
15
2475
сентябрь
16
2640
октябрь
16
2640
ноябрь
18
2970
декабрь
18
2970
За 2013 год
16
2 626
Водоподготовка на БКНС-54 не отвечает требованиям к закачиваемой воде (ОСТ 39-225-88): фактическое содержание нефтепродуктов превышает норму в среднем на 65 %, а КВЧ в превышает норму вообще на 1218 % (см. табл.№ 4.7). Это происходит по следующим причинам: 1) существующая обвязка (прием агрегата БКНС-54 напрямую обвязан с амбарным насосом) и 2) существующий метод подготовки нефти на БКНС-54 ("гравитационный", путем ее отстоя в РВП - 9, 10) не дает необходимого результата. Таким образом, необходимо менять метод водоподготовки, наиболее подходящий - применение "гидрофобного слоя". В 2014 году в инвестиции заложен монтаж водовода от амбарного насоса на прием РВП - 9, 10.
Таблица № 4.7
-
месяц
нефтепродукты, мг/л
КВЧ, мг/л
норма
факт
превыш.,%
норма
факт
превыш.,%
январь
10
23,4
134
5
24
380
февраль
10
34,7
247
5
86
1620
март
10
21,2
112
5
136
2620
апрель
10
16,1
61
5
58
1060
май
10
16,8
68
5
92
1740
июнь
10
15,8
58
5
65
1200
июль
10
13,3
33
5
92
1740
август
10
13,3
33
5
92
1740
сентябрь
10
12,2
22
5
42
740
октябрь
10
10,2
2
5
60
1100
ноябрь
10
9,9
-1
5
19
280
месяц
нефтепродукты, мг/л
КВЧ, мг/л
норма
факт
превыш.,%
норма
факт
превыш.,%
декабрь
10
11,4
14
5
25
400
Ср.знач.
10
16,5
65
5
65,9
1218
Еще одна проблема - это исключение из планов на 2013-2014 г. объёмов по замене напорных водоводов и реконструкции БКНС-54. В самом ближайшем времени это может обернуться ухудшением состояния и без того ветхой системы ППД и еще более частыми порывами на водоводах и самом БКНС, что влечет за собой сбои и в без того нестабильной работе нагнетательных скважин.
Состояние остаточных запасов, локализация невыработанных запасов в пластах и участках залежей.
На 01.01.2014 г. на Тулвинском месторождении отобрано 483 тыс. т нефти, что составляет 40,7 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ).
На 01.01.2014 г. на Осинском месторождении отобрано 34,2 млн. т нефти, что составляет 58% от НИЗ в целом по месторождению и 64 % от НИЗ расположенных на территории горного отвода (ГО) (см. табл.№ 4.8). Остаточные балансовые запасы в районе специального горного отвода (СГО) в количестве 4216,5 тыс.тонн подлежат списанию как невырабатываемые по экологическим причинам ("Проект специального горного отвода на Осинском месторождении", г. Пермь, 1999г.).
На основании гидродинамической модели Осинского месторождения ("Составление гидродинамической модели Осинского месторождения", Распопов А.В. и др., договор № 910 от 23.04.98г., ПермНИПИнефть,1998 г.) получено распределение объемов добычи нефти как по площади, так и по разрезу месторождения. Данные свидетельствуют, что на месторождении происходит выработка, в разной степени, всех продуктивных пластов (см. табл.№ 4.9 ).
Таблица № 4.8
-
Распределен.
НИЗ
Территория горного отвода (ГО)
Осинское месторождение в целом
запасов
НИЗ
добыто
осталось ИЗ
отобр.
осталось ИЗ
в т.ч.за тер.ГО
по пластам
тыс.т
тыс.т
тыс.т
%
тыс.т
%
%
тыс.т
%
тыс.т
%
Осинское м-е
Всего:
59135
53267
34246
64
19021
36
58
24889
42
5868
24
C1Бш0
4418
3396
1747
51
1650
49
40
2672
60
1022
38
С1Бш1
12928
10055
4897
49
5158
51
38
8031
62
2873
36
С1Бш2
26939
25155
18322
73
6833
27
68
8617
32
1784
21
С1Бш3
5900
5794
3596
62
2198
38
61
2304
39
106
5
C1sr
8950
8867
5685
64
3182
36
64
3265
36
83
3
Таблица № 4.9
-
Кат.
Коне-
Начальные запасы
доля
Добыча
доля
Всего
Теку-
Месторождения
Пласт
зап.
чный
в ИЗ
Нефти
в доб.
остат.
щий
КИН
баланс.
извлек.
%
01.01г.
%
ИЗ
КИН
Осинское м-е
0,30
197118
59135
100,0
34246
100,0
24889
0,17
Карбонатный,поровый
C1Бш0
В,С1
0,30
14726
4418,2
7,5
1747
5,1
2672
0,12
Карбонатный,поровый
С1Бш1
В,С1
0,30
43095
12928
21,9
4897
14,3
8031
0,11
Карбонатный,поровый
С1Бш2
В,С1
0,30
89794
26939
45,6
18322
53,5
8617
0,20
Карбонатный,поровый
С1Бш3
В,С1
0,30
19669
5900,3
10,0
3596
10,5
2304
0,18
Карбонатный,поровый
C1sr
В
0,30
29833
8949,9
15,1
5685
16,6
3265
0,19
Тулвинское м-е
0,23
7356
1679
493
1186
0,07
Терригенный,поровый
Д3kn
В,С1
0,23
7356
1679
493
1186
0,07
Примечание: ед.измер.запасов - тыс.тн.
Доля серпуховского пласта и пласта Бш3 в общем объеме добычи нефти (10 и 15,1%) примерно соответствует их доле в распределении извлекаемых запасов (10,5 и 16,6 %) по месторождению (табл.№ 12). Практически все извлекаемые запасы этих пластов расположены в пределах горного отвода и находятся в настоящее время в разработке. На 1.01.2014года из серпуховского пласта и пласта Бш3 отобрано более половины (64 % и 61%) извлекаемых запасов (см. табл.№ 11).
Более половины всей накопленной добычи нефти по месторождению (53,5 %) получено из пласта Бш2 (доля в извлекаемых запасах 45,6 %), имеющего лучшие коллекторские и фильтрационные параметры. На настоящий момент пятая часть (21 % ) от остаточных извлекаемых запасов пласта Бш2 находится за пределами горного отвода (Воткинское водохранилище) и не вовлечена в разработку. На 1.01. 2014 года из пласта Бш2 отобрано 68% извлекаемых запасов.
На этом фоне выделяется более слабый отбор нефти из пластов Бш0 (5,1 %) и Бш1 (14,3 %) (7,5 % и 21,9 % извлекаемых запасов нефти). В пределах горного отвода извлечение из этих пластов от НИЗ идет менее интенсивно, по сравнению с другими пластами, примерно на 10 %. При этом более трети остаточных извлекаемых запасов пластов Бш0 и Бш1 (38 и 36 %) остаются за пределами горного отвода и пока не разрабатывается. На 1.01.2014года из пластов Бш0 и Бш1 отобрано 40 % и 38% извлекаемых запасов (см. табл.№ 11).
Наиболее эффективно в разрабатывается центральная часть залежи, характеризующаяся лучшими коллекторскими и гидродинамическими характеристиками пластов, лучшей разбуренностью и применением наиболее интенсивной системы заводнения. Разработка на периферии, по сравнению с центральной частью идет неудовлетворительно из-за ухудшения емкостно-фильтрационных параметров пластов и более редкой сетки скважин.
В целом по Осинскому месторождению: остаются невыработанными 42 % извлекаемых запасов. При этом более половины из них (24 %) находится за территорией горного отвода.