Анализ эффективности применения геолого-технологических мероприятий на Ончугинском месторождений
|
СОДЕРЖАНИЕ 2
АННОТАЦИЯ 3
СПИСОК ИЛЛЮСТРАЦИЙ 4
СПИСОК ТАБЛИЦ 5
СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ 6
ВВЕДЕНИЕ 7
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ СТРОЕНИЯ И ГЕОЛОГО-ДИНАМИЧЕСКАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 10
2. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ 16
2.1 Характеристика фонда скважин 16
2.1.1 Анализ работы малодебитного и высокообводненного фонда скважин 16
2.1.2 Характеристика технологических показателей разработки 20
2.1.3 Динамика пластового и забойного давлений 24
2.1.4 Анализ системы поддержания пластового давления 25
2.1.5 Анализ работы горизонтальных скважин 28
3.1.6 Выработка запасов нефти 30
3.2 Эффективность мероприятий по регулированию процесса разработки 35
3. СОСТОЯНИЕ ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ 37
3.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки 37
3.2 Выполнение проектных решений по технике и технологии добычи нефти 41
3.3 Выполнение мероприятий по контролю за разработкой 43
4. УТОЧНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ 47
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 50
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
АННОТАЦИЯ 3
СПИСОК ИЛЛЮСТРАЦИЙ 4
СПИСОК ТАБЛИЦ 5
СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ 6
ВВЕДЕНИЕ 7
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ СТРОЕНИЯ И ГЕОЛОГО-ДИНАМИЧЕСКАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 10
2. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ 16
2.1 Характеристика фонда скважин 16
2.1.1 Анализ работы малодебитного и высокообводненного фонда скважин 16
2.1.2 Характеристика технологических показателей разработки 20
2.1.3 Динамика пластового и забойного давлений 24
2.1.4 Анализ системы поддержания пластового давления 25
2.1.5 Анализ работы горизонтальных скважин 28
3.1.6 Выработка запасов нефти 30
3.2 Эффективность мероприятий по регулированию процесса разработки 35
3. СОСТОЯНИЕ ВЫПОЛНЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ 37
3.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки 37
3.2 Выполнение проектных решений по технике и технологии добычи нефти 41
3.3 Выполнение мероприятий по контролю за разработкой 43
4. УТОЧНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ 47
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 50
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Ончугинское месторождение расположено в Сарапульском районе Удмуртской Республики в 20 км на юго-восток от г. Сарапула, в 65 км на юго-восток от г. Ижевска - административного центра Республики.
Ончугинское месторождение открыто ПГО «Удмуртгеология» в 1986 г., расположено в 3-5 км к северу от Ельниковского месторождения. В тектоническом отношении структура приурочена к Бирской седловине и представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания. Промышленно-нефтеносными являются отложения визейского яруса нижнего карбона. Впервые запасы нефти были утверждены ЦКЗ Миннефтепрома 21.01.91 г. и составляли по категории С1 - геологические 4125 тыс.т, извлекаемые - 1219 тыс.т; по категории С2 - 3654 тыс.т, извлекаемые - 1076 тыс.т. В 2001 году на базе запасов, утвержденных 21.01.91 г, составлена технологическая схема разработки Ончугинского месторождения.
В 1998-2000 г.г. на месторождении проведен новые доразведочные работы методом 3D сейсморазведки. В 2006-2007 г. на основе трехмерного геологического моделирования по результатам эксплуатационного разбуривания и сейсмики 3D выполнен пересчет запасов нефти. Утвержденные начальные запасы нефти по поднятиям Западной структуры составляют: по категории В+С1 - 2751/855 тыс.т, по категории С2 - 2492/775 тыс.т (дата утверждения в ЦКЗ 07.07.2008 г., протокол №296). Выполненный пересчет запасов нефти послужил основанием для составления нового проектного документа на разработку месторождения «Уточненная технологическая схема разработки Ончугинского месторождения» [6].
В результате бурения в 2010 году скважин 150Р, 605 и 653 уточнено геологическое строение северной части месторождения, подтверждена нефтеносность визейских отложений. Существенных изменений структурных планов не отмечается. Ранее предполагаемая зона выклинивания коллектора пласта С-IV на север не подтвердилась, она сместилась восточнее.
Дополнительная геологическая информация позволила прирастить геологические и извлекаемые запасы нефти категории С1 по пластам С-II и C-III в объеме 1055 и 370 тыс.т. соответственно. В том числе за пределами лицензионной границы находятся запасы в количестве 521 тыс. т геологических и 196 тыс.т извлекаемых категории С1 и 664 тыс.т геологических и 181 тыс.т извлекаемых. категории С2.
Анализ текущего состояния разработки и выполнения проектных решений по Ончугинскому месторождению выполнялся в рамках авторских надзоров за реализацией проектных решений по разработке месторождения.
Действующим проектным документом на разработку месторождения является «Уточненная технологическая схема разработки Ончугинского месторождения Удмуртской Республики» [6] (протокол заседания ТО ЦКР Роснедра по УР №12 от 03.05.2009г.).
К реализации был принят вариант со следующими основными положениями:
- выделение одного эксплуатационного объекта - яснополянского (визейского);
- добуривание по треугольной сетке 300*300м;
- фонд для бурения - 4 скважины: 652 (наклонно-направленная), 604, 605, 606 (горизонтальные);
- перевод под закачку 3 скважин: 584, 636 и 619;
- максимальный уровень добычи нефти в 2011 году в количестве 78,2 тыс т;
- в течение 3 лет осуществить мероприятия по доразведке месторождения и не позднее 2012 г. представить проект разработки.
В 1995 г. Госкомитетом Удмуртской Республики по недрам выдана лицензия ИЖВ №00130НЭ АООТ «Удмуртнефть» на право пользования недрами месторождения.
С 1998 г. лицензия ИЖВ №00422НЭ продлена ОАО «Удмуртнефть» до 31 марта 2017 года с целью продолжения добычи нефти и растворенного газа яснополянской залежи Ончугинского месторождения в Удмуртской Республике.
Выполнение отдельных пунктов программы доразведки и вовлечения в разработку Северо-Ончугинского и Мало-Ончугинского поднятий Ончугинского месторождения невозможно в указанные сроки по причине отсутствия права недропользования на часть Северо-Ончугинского поднятия, запасы которого не велики, но площадь существенна.
Следует признать невозможность составления в 2012 г. проекта разработки Очугинского нефтяного месторождения.
Настоящая работа по теме «Авторский надзор за реализацией уточненной технологической схемы разработки Ончугинского месторождения Удмуртской Республики» выполняется ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр» в соответствии с техническим заданием ОАО «Удмуртнефть», тематическим планом работ ИННЦ на 2011 год.
Основной целью выполняемой работы является контроль за реализацией проектных решений, уточнение прогнозных показателей, обоснование мероприятий направленных на усовершенствование системы разработки месторождения.
Ончугинское месторождение открыто ПГО «Удмуртгеология» в 1986 г., расположено в 3-5 км к северу от Ельниковского месторождения. В тектоническом отношении структура приурочена к Бирской седловине и представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания. Промышленно-нефтеносными являются отложения визейского яруса нижнего карбона. Впервые запасы нефти были утверждены ЦКЗ Миннефтепрома 21.01.91 г. и составляли по категории С1 - геологические 4125 тыс.т, извлекаемые - 1219 тыс.т; по категории С2 - 3654 тыс.т, извлекаемые - 1076 тыс.т. В 2001 году на базе запасов, утвержденных 21.01.91 г, составлена технологическая схема разработки Ончугинского месторождения.
В 1998-2000 г.г. на месторождении проведен новые доразведочные работы методом 3D сейсморазведки. В 2006-2007 г. на основе трехмерного геологического моделирования по результатам эксплуатационного разбуривания и сейсмики 3D выполнен пересчет запасов нефти. Утвержденные начальные запасы нефти по поднятиям Западной структуры составляют: по категории В+С1 - 2751/855 тыс.т, по категории С2 - 2492/775 тыс.т (дата утверждения в ЦКЗ 07.07.2008 г., протокол №296). Выполненный пересчет запасов нефти послужил основанием для составления нового проектного документа на разработку месторождения «Уточненная технологическая схема разработки Ончугинского месторождения» [6].
В результате бурения в 2010 году скважин 150Р, 605 и 653 уточнено геологическое строение северной части месторождения, подтверждена нефтеносность визейских отложений. Существенных изменений структурных планов не отмечается. Ранее предполагаемая зона выклинивания коллектора пласта С-IV на север не подтвердилась, она сместилась восточнее.
Дополнительная геологическая информация позволила прирастить геологические и извлекаемые запасы нефти категории С1 по пластам С-II и C-III в объеме 1055 и 370 тыс.т. соответственно. В том числе за пределами лицензионной границы находятся запасы в количестве 521 тыс. т геологических и 196 тыс.т извлекаемых категории С1 и 664 тыс.т геологических и 181 тыс.т извлекаемых. категории С2.
Анализ текущего состояния разработки и выполнения проектных решений по Ончугинскому месторождению выполнялся в рамках авторских надзоров за реализацией проектных решений по разработке месторождения.
Действующим проектным документом на разработку месторождения является «Уточненная технологическая схема разработки Ончугинского месторождения Удмуртской Республики» [6] (протокол заседания ТО ЦКР Роснедра по УР №12 от 03.05.2009г.).
К реализации был принят вариант со следующими основными положениями:
- выделение одного эксплуатационного объекта - яснополянского (визейского);
- добуривание по треугольной сетке 300*300м;
- фонд для бурения - 4 скважины: 652 (наклонно-направленная), 604, 605, 606 (горизонтальные);
- перевод под закачку 3 скважин: 584, 636 и 619;
- максимальный уровень добычи нефти в 2011 году в количестве 78,2 тыс т;
- в течение 3 лет осуществить мероприятия по доразведке месторождения и не позднее 2012 г. представить проект разработки.
В 1995 г. Госкомитетом Удмуртской Республики по недрам выдана лицензия ИЖВ №00130НЭ АООТ «Удмуртнефть» на право пользования недрами месторождения.
С 1998 г. лицензия ИЖВ №00422НЭ продлена ОАО «Удмуртнефть» до 31 марта 2017 года с целью продолжения добычи нефти и растворенного газа яснополянской залежи Ончугинского месторождения в Удмуртской Республике.
Выполнение отдельных пунктов программы доразведки и вовлечения в разработку Северо-Ончугинского и Мало-Ончугинского поднятий Ончугинского месторождения невозможно в указанные сроки по причине отсутствия права недропользования на часть Северо-Ончугинского поднятия, запасы которого не велики, но площадь существенна.
Следует признать невозможность составления в 2012 г. проекта разработки Очугинского нефтяного месторождения.
Настоящая работа по теме «Авторский надзор за реализацией уточненной технологической схемы разработки Ончугинского месторождения Удмуртской Республики» выполняется ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр» в соответствии с техническим заданием ОАО «Удмуртнефть», тематическим планом работ ИННЦ на 2011 год.
Основной целью выполняемой работы является контроль за реализацией проектных решений, уточнение прогнозных показателей, обоснование мероприятий направленных на усовершенствование системы разработки месторождения.
Последняя работа «Уточненная технологическая схема разработки Ончугинского месторождения», согласно которой ведется разработка, утверждена на ТО ЦКР по УР в 2009 г. (протокол №12-ТКР от 03.05.09г.). К реализации был принят вариант со следующими основными положениями:
- выделение одного эксплуатационного объекта - яснополянского (визейского);
- добуривание по треугольной сетке 300х300м;
- фонд для бурения - 4 скважины: 652 (наклонно-направленная), 604, 605, 606 (горизонтальные);
- перевод под закачку 3 скважин: 584, 636 и 619;
- максимальный уровень добычи нефти в 2011 году в количестве 78,2 тыс т;
- в течение 3 лет осуществить мероприятия по доразведке месторождения и не позднее 2012 г. представить проект разработки.
В целом можно сделать вывод, что положения утвержденного варианта разработки Ончугинского месторождения выполняются:
1. Пробурены скважины 605, 652 и 653. Но стоит отметить, что скважина 605 пробурена как наклонно-направленная. Скважина 604, 606 не пробурены по причине не подтверждения геологического строения в районе скважины 605.
2. Освоена система ППД путем перевода скважин 584, 636 под закачку.
3. Пробурена разведочная скважина 150Р на Северо-Ончугинском поднятии, что совместно с результатами эксплуатационного бурения позволило прирастить геологические запасы категории Ci в объеме 1055 тыс. т.
Фактические уровни добычи нефти за анализируемый период находятся в пределах допустимого 10% отклонения.
В 2009 году фактическая добыча нефти выше проектной величины на 1,1 тыс.т или на 2,0% за счет превышения фактического действующего фонда по сравнению с проектным на 3 скважины. Уровни добычи нефти в 2010 году ниже проектной величины на 5,9 тыс.т или на 7,8 %. Основная причина -дебиты новых скважин оказались ниже запроектированных в 2,8 раза, хотя фактическая добыча нефти по переходящим скважинам выше проектных данных на 16,4 %. Максимальный проектный уровень добычи нефти не достигнут.
Отсутствие возможности выполнения программы доразведки на Северо- Ончугинском поднятии исключает составление проекта разработки в 2012 г.
Поэтому необходимо откорректировать уровни добычи нефти на прогнозный период 2011-2013 г. В указанный период выполнить уточненную программу доразведки.
- выделение одного эксплуатационного объекта - яснополянского (визейского);
- добуривание по треугольной сетке 300х300м;
- фонд для бурения - 4 скважины: 652 (наклонно-направленная), 604, 605, 606 (горизонтальные);
- перевод под закачку 3 скважин: 584, 636 и 619;
- максимальный уровень добычи нефти в 2011 году в количестве 78,2 тыс т;
- в течение 3 лет осуществить мероприятия по доразведке месторождения и не позднее 2012 г. представить проект разработки.
В целом можно сделать вывод, что положения утвержденного варианта разработки Ончугинского месторождения выполняются:
1. Пробурены скважины 605, 652 и 653. Но стоит отметить, что скважина 605 пробурена как наклонно-направленная. Скважина 604, 606 не пробурены по причине не подтверждения геологического строения в районе скважины 605.
2. Освоена система ППД путем перевода скважин 584, 636 под закачку.
3. Пробурена разведочная скважина 150Р на Северо-Ончугинском поднятии, что совместно с результатами эксплуатационного бурения позволило прирастить геологические запасы категории Ci в объеме 1055 тыс. т.
Фактические уровни добычи нефти за анализируемый период находятся в пределах допустимого 10% отклонения.
В 2009 году фактическая добыча нефти выше проектной величины на 1,1 тыс.т или на 2,0% за счет превышения фактического действующего фонда по сравнению с проектным на 3 скважины. Уровни добычи нефти в 2010 году ниже проектной величины на 5,9 тыс.т или на 7,8 %. Основная причина -дебиты новых скважин оказались ниже запроектированных в 2,8 раза, хотя фактическая добыча нефти по переходящим скважинам выше проектных данных на 16,4 %. Максимальный проектный уровень добычи нефти не достигнут.
Отсутствие возможности выполнения программы доразведки на Северо- Ончугинском поднятии исключает составление проекта разработки в 2012 г.
Поэтому необходимо откорректировать уровни добычи нефти на прогнозный период 2011-2013 г. В указанный период выполнить уточненную программу доразведки.