Особенности разработки задонско-елецкого Антиповско-Балклейского месторождения

По нижнему структурному этажу, который включает в себя отложения нижнего и среднего девона, Антиповско-Балыклейское месторождение приурочено к южной части протяженной Антиповско-Щербаковской зоне палеоподнятий (мегавалу) и ограниченно с запада восточным бортом Уметовско- Линёвской депрессии, а с востока Прикаспийской впадиной.

По верхнему структурному этажу, который включает в себя отложения верхнего девона, а так же все вышележащие отложения, месторождение приуроченно к протяженной Приволжской моноклинале, ограниченной с запада флексурой, а с востока западным бортом Прикаспийской впадины.

Продуктивный пласт задонско- елецкого горизонта залегает моноклинально, имеет юго-восточное погружение, повторяя характерные очертания верхнего структурного этажа.

По состоянию на 01.01.2004г. на месторождении не выявлено характерных замкнутых форм задонско- елецкого горизонта, а так же не вскрыты отложения кристаллического фундамента. Самой глубокой скважиной № 208, пробуренной до глубины 5800 метров, были вскрыты морсовские слои, проходка по этим отложениям составила 142 метра.

1.4Нефтегазоносность

Продуктивный пласт (zd-el) залегает в Верхней части карбонатной пачки, которая является карбонатным репером. Известняки-коллекторы, по вещественному составу сгустково-комковатые, микрозернистые, оолитовые, органогенно-детритовые и органогенно-обломочные.

Средняя глубина залегания продуктивного горизонта 4800 метров, средняя общая толщина 20,5 метров, средняя нефтенасыщенная толщина  - 3,75 м. Пластовая температура залежи 110оС. Начальное пластовое давление 54,2МПа, текущее пластовое давление по состоянию 01.01.01 года составило 42МПа.

Проницаемость по керну колеблется от 0,002 до 0,951мкм2, и в среднем составила 0,143мкм2. По данным ГИС проницаемость изменяется от 0,004 до 0,228мкм2, коэффициент вариации 0,98, средняя  величина по залежи 0,04мкм2.

Расчетная величина нефтенасыщенности в зависимости от содержания в керне связанной воды составила 0,83. Начальная нефтенасыщенность, определенная по данным промыслово-геофизических исследований, колеблется от 0,55 до 0,9, средняя величина ее равна0,84; коэффициент вариации по нефтенасыщенности 0,11.

Нефть по групповому углеводородному составу относится к метаново-нафтеновому типу содержание метановых углеводородов 47- 57%, нефтяных 12- 46%, ароматических 1- 15%.

Нефть малосернистая (серы 0,14%), малосмолистая (смол селикагелевых  4,6%), парафинистая (парафина 4,18%). Содержание выкипающих фракций до 200оС - 37%.

Плотность в стандартных условиях 816кг/м3, вязкость 3,73мПа*с, температура застывания –16оС. Давление насыщения нефти газом 20,5МПа. Технологический газовый фактор 265м3/т.

Компонентный состав газа получен путем контактного разгазирования пластовых нефтей в стандартных условиях. Среднее содержание метана 58,66%, этана 16,85%, пропана 13,17%. Содержание углекислого газа 0,94%, азота 0,12%, сероводород не обнаружен.

Плотность нефтяного газа 1,15кг/м3, относительная плотность 0,954.

 

2Технологическая часть

2.1Анализ предшествующего  периода разработки

С 1969 года была начата пробная эксплуатация нефтяной залежи Антиповско-Балыклейского месторождения. В результате пробной эксплуатации установлено, что залежь имеет упруго-замкнутый режим. В начальный период залежь разрабатывалась на естественном режиме. Основным источником энергии притока жидкости к скважинам являлась упругость горных пород и жидкости. Характерной особенностью начального этапа разработки залежи является быстрое снижение пластового давления. В конце 1976 года пластовое давление снизилось до 26,8 МПа. Применяемая малоэффективная система разработки привела к тому, что запасы природной энергии практически истощились. Годовой отбор нефти достиг максимальной величины в 1975голу (159 тыс.тонн).Уже при давлении 31 МПа некоторые скважины прекратили фонтанирование и были переведены в контрольный фонд. Возникла необходимость внедрения системы подержания пластового давления. Закачка воды в пласт начата в 1976 году.

В 1978-1982 году из-за снижения пластового давления , прекратили фонтанирование почти все скважины добывающего фонда(кроме скв 106),отборы нефти из залежи снизились со 101 тыс. т. в 1978году до 36 тыс.т. в 1982году.

В результате сокращения отборов нефти из залежи в 1979-1983г.г наблюдалась стабилизация пластового давления. В 1981году введены в эксплуатацию еще четыре нагнетательные скважины (113, 115, 116, 117), со средней приемистостью одной скважины 200м3/сут. С 1982года началось постепенное восстановление пластового давления залежи, и возобновление фонтанирования добывающих скважин, временно находившихся в категории контрольных и бездействующих.

Промышленная разработка залежи с применением площадного заводнения по пятиточечной системе осуществляется с 1983 года, когда были введены в эксплуатацию еще две нагнетательные скважины(114, 124),общий фонд нагнетательных скважин составил семь единиц. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины в этот период составила 200м3/сут. В результате осуществления закачки воды во все нагнетательные скважины продолжалось восстановление пластового давления в залежи.

В 1988-1989годах введены в эксплуатацию четыре новые добывающие скважины (120, 127, 129, 144), годовая добыча по месторождению в эти годы возросла с 78 до 114 тыс. тонн. Объем закачки был увеличен до 420 тыс.м3 в год, среднее пластовое давление в залежи восстановилось с 24,5 МПа (1978г.) до 37 МПа.

В последующие 1990-1995годах на месторождении ведены в эксплуатацию из бурения скважины 126, 130, 132, 134, 139, 140, 142, 143, 145а также две скважины (78, 79) из консервации и скважина 118 из контрольного фонда. Количество добывающих скважин увеличилось до 22 единиц и годовой отбор нефти до 124,9 тыс. тонн.(1995год).

Закачка воды в 1991-1993 годах осуществлялась в объемах 410-530 тыс.м3 в год, в результате средневзвешенное пластовое давление в залежи возросло до 45 МПа. Начали фонтанировать скважины, находящиеся в консервации в самой дальней южной части залежи.

В 1996 году добыча нефти по залежи возросла до 128,9 тыс.тонн, обводненность составила 30,2%; в добывающем фонде находилось 22 скважины. В последующие три года добыча нефти снижается соответственно на 20,6; 6,4; и 8%. В 1999 году добито 88,1 тыс.тонн нефти, обводненность продукции снизилась до 20,7%. В 2000 году добыча нефти составила 90,2 тыс.тонн, обводненность продукции – 18,7%. Закачка воды в залежь в 1996-1999 годах колебалась от 145 до 300 тыс.м3 в год, в 2000 году составила 250 тыс.м3.

В последующие годы (2001-2006)  добыча нефти по месторождению поддерживалась на уровне 70-77 тыс.тонн в год, закачка воды в залежь составила 250 тыс.м3.

2007-2008 г характеризуется снижением добычи нефти до 59тыс.т нефти увеличением отбора жидкости, ростом обводненности до 70,5%

2009-2014г характеризуется повышенной добычи нефти до 79.4тыс.т нефти уменьшением отбора жидкости, снижением обводненности до 8%

Система поддержания пластового давления предусматривала использование пресной воды сызранского водоносного горизонта из двух водозаборных скважин (№ 1,5). С 2001 года для заводнения используется и попутно добываемая вода. За период разработки в залежь было закачано 8979тыс.м3 воды, добыто 3336,9 тыс.тонн нефти, 956,1.м3  попутного газа.

На разрабатываемой площади было всего пробурено 30 скважин, две впоследствии были переданы под закачку

За весь период разработки залежи задонского горизонта в эксплуатации перебывало 28 добывающих скважин, плотность сетки скважин составляет 135  га/скв. С целью более полного извлечения нефти из пласта, ряд скважин после прекращения фонтанирования был переведен на механизированный способ добычи.

Для контроля за разработкой месторождения проводится комплекс промысловых гидродинамических исследований в добывающих скважинах с целью наблюдения за выработкой запасов, энергетическим состоянием залежи, техническим состоянием скважин, скважинного оборудования и нефтегазосборной сетью. Результаты анализа получаемых данных используются для оптимизации режимов работы скважин, для оперативного планирования добычи нефти, оценки эффективности геолого-технических мероприятий по регулированию процесса эксплуатации.

Детальный анализ исследований и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, а также геологической характеристики пласта, позволил выделить на месторождении зону с ухудшенными коллекторскими свойствами, которая прослеживается по центральной части с севера на юг и делит ее на два участка: западный и восточный. Западный участок характеризуется более низкими отборами нефти. Восточная часть залежи разрабатывается 15-ю скважинами. Скважины этой зоны (129,130,132,140,142,143,145,) имеют более высокие значения нефтенасыщенных толщин, продуктивность и эксплуатируют залежь с более высокими дебитами. В южной части зона с ухудшенными коллекторскими свойствами расширяется в районе скважин 139,125,30,132, и как бы отсекает участок залежи, где находятся добывающие скважины 78,79.Эксплуатация этих скважин являлась кратковременной.

 Анализ промысловых  данных в ходе эксплуатации  месторождения говорит о том ,что  залежь задонско-елецкого горизонта не имеет активной связи с законтурной областью и что она является замкнутой практически со всех сторон . Об этом же свидетельствует и тот факт, что за весь период разработки залежи в продукции всех добывающих скважин не отмечено присутствие законтурной воды. Вся вода , выносимая из скважин - пресная, закачиваемая с примесью пластовой.

2.2 Текущее состояние  разработки месторождения

В 2014 году из залежи задонско-елецкого горизонта было отобрано 79.4 тыс.тонн нефти, 139.4тыс.тонн жидкости и 16,9 млн.м3 попутного газа.

По состоянию на 01.01.2015 года эксплуатационный фонд скважин составляет 21 единицу, из них УЭЦН-10, фонтанных-11 скважин. Из-за перевода на механизированную добычу скважины № 122, 130,134, ввода из бездействия скважины №111, отмечается перераспределение добычи нефти по способам эксплуатации: добыча нефти фонтанным способом составила 50,544 тыс.тонн (85,6%), механизированным- 10,756 тыс.тонн(14,4%). На месторождении работает система предварительного сброса воды, что позволяет эксплуатировать скважины, оборудованные УЭЦН в течении всего года.

Нагнетательный фонд скважин не изменился и составляет 7 скважин. Накопленная компенсация на 01.01.2015 года составила 107,62%. В залежь закачано за год 248,4 тыс. м3 воды. Средневзвешенное давление по залежи – 42МПа.

На месторождении продолжается площадное заводнение. Годовой эффект от закачки воды составил 30 тыс.тонн нефти.

Текущий коэффициент нефтеотдачи по месторождению – 0,378. Степень извлечения -85,1%, темп отбора нефти-1,5.

2.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки залежи

Действующим проектным документом на разработку месторождения является «Дополнение к проекту разработки Антиповско-Балыклейского месторождения», утвержденное в 2003 г

В этом проектном документе  рассмотрен один вариант дальнейшей разработки месторождения существующим фондом скважин при постоянном среднем дебите одной скважины по жидкости, равном 20 т/сут, при поддержании пластового давления в залежи площадной закачкой воды, предусматривающий продолжение выполнения геолого-технических мероприятий и работ, направленных на обеспечение надежного функционирования всей промысловой системы нефтедобычи, контроля за разработкой месторождения, охраны недр и окружающей природной среды.

Данные разработки показали, что текущее пластовое давление (41 МПа) достаточно для обеспечения заданного режима эксплуатации скважин, поэтому закачка воды в залежь задонско-елецкого горизонта планируется в объеме, компенсирующем текущий отбор жидкости.

 

Таблица 2.1-Сравнение проектных и фактических показателей разработки Антиповско-Балыклейского  месторождения.

Показатели	Проект Факт	2010	2011	2012	2013	2014
Годовая добыча нефти, тыс.т.	Проект Факт	74.4 70.8	73.3 70.8	72.9 72.1	70.7 76.3	71.6 79.4
Накопленнная добыча нефти, тыс.т	Проект Факт	3484.2 3468	3584.2 3538.8	3657.1 3610.9	3727.8 3687.2	3799.4 3766.6
Годовая добыча жидкости, тыс.т	Проект Факт	130,0 139.4	147.1 138.4	152 91	146.5 90.1	130 88
Накопленная добыча жидкости, тыс.т	Проект Факт	4535.1 4511	4635.1 4649.4	4787 4740.6	4933.6 4830.7	5062.6 4918.7
Обводнённость продукции, %	Проект Факт	49 24.3	50 25.8	52 13.4	51.7 12	45 8
Фонд действующих добывающих скважин, шт	Проект Факт	19 20	22 21	22 21	21 21	20 21
Средний дебит нефти одной скв, т/сут	Проект Факт	9,7 11	9,6 11	8,6 9,9	8,4 8,1	8 8
Средний дебит жидкости одной скв, т/сут	Проект Факт	20 20,9	20 20,2	20 19,8	18,9 16,4	18,6 26,2

 

В 2010-2015гг. добыча нефти превышает проектный уровень добычи нефти на 7%, что связано с большим количеством добывающих скважин (19-20 по проекту; 21 – фактически), большими добывными возможностями залежи, чем предполагалось ранее, и за счет проведенных ГТМ. В связи  с переводом ряда фонтанных скважин с наименьщей обводненностью скважин на УЭЦН и произошло уменьшение обводненности и отбора жидкости на 19%в целом по залежи.