Full Text

Введение На территории Пермского края открыто 41 месторождение с залежами нефти в девонском терригенном нефтегазоносном комплексе (Дтер) [1]. Толщина комплекса и полнота разреза уменьшаются с северо-запада на юго-восток с резким ухудшением качества и снижением объема коллекторов [2, 3]. Терригенный девон в Пермском крае представлен живетским, пашийским и тиманским горизонтами. Пласты характеризуются сложным геологическим строением, высокой степенью прерывистости, значительной долей запасов в пропластках малой толщины [4]. На объекты Дтер приходится 3,3 % извлекаемых запасов нефти, при этом доля в добыче составляет 0,9 %. Все объекты находятся на начальных стадиях разработки, часть из них разрабатываются единичными скважинами. Для проведения анализа разработки девонских отложений 26 разрабатываемых месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» выделены 53 элемента (купол, поднятие). Оценка состояния разработки по каждому из объектов проводилась на основе анализа зависимости обводненности от степени выработки извлекаемых запасов нефти (рис. 1). В качестве критерия оценки эффективности разработки объекта принято положение графика относительно линии равных значений, которая разделяет область построения графиков на две части. Чем больше данная кривая отклоняется в сторону оси «Отбор от НИЗ», тем эффективнее идет разработка. Лучше других данная характеристика у элемента Д01 (см. рис. 1) Гарюшкинского месторождения (2). Чуть менее эффективно вырабатывались запасы нефти элементов Д, Мало-Усинского (1), Андреевского (4) и Шагиртско-Гожанского (3) месторождений. Ранжирование объектов по принадлежности к тектонической структуре Разрабатываемые объекты по принадлежности к тектоническим структурам подразделяются на 3 основные группы (рис. 2). К первой относятся месторождения Верхнекамской впадины (ВКВ): Андреевское, Кирилловское, Кустовское, Мало-Усинское. Ко второй группе относятся месторождения Бабкинской седловины (БаС): Гарюшкинское, Стретенское, Сыповское, Тулвинское. К третьей группе относятся месторождения Башкирского свода (БшС): Красноярско-Кеудинское, Лесное, Москудьинское, Одиновское, Чикулаевское, Шагиртско-Гожанское. Основные параметры, характерные для каждой группы месторождений, представлены в таблице. Параметры по принадлежности к тектонической структуре Тектоническая структура ВКВ БаС БшС Нефтенасыщенная толщина, м 1,0-5,5 1,0-3,8 1,4-4,2 Отбор от начальных извлекаемых запасов, % 15,8 (0,9-57,2) 17,4 (0,3-52,0) 17,5 (1,7-38,8) Среднесуточный дебит, т/сут 4,9 5,4 4,4 Проблемы Неподтверждение геологического строения залежей, по результатам эксплуатационного бурения Неравномерная степень изученности месторождений по площади Реализуемое заводнение на объектах оказывает ограниченное влияние по площади залежи Преждевременное обводнение продукции Слабая связь с законтурной областью Низкая продуктивность залежей Особенности Дополнительные риски при бурении из-за отсутствия других продуктивных объектов Высокая площадная неоднородность, прерывистость коллекторских свойств Низкий охват выработкой по площади Эффективно разрабатываемые месторождения Мало-Усинское, Андреевское Гарюшкинское Шагиртско-Гожанское Перспективные направления деятельности - Ускорение организации системы ППД - Проведение сейсморазведочных работ с целью снижения рисков при бурении скважин (Андреевское, Мало-Усинское, Кустовское месторождения). - Водоизоляционные работы, ремонтно-изоляционные работы на высокообводненном фонде (Андреевское месторождение) - Бурение скважин (Стретенское, Гарюшкинское месторождения). - Доизучение девонских отложений путем проведения детальных сейсморазведочных работ с последующим разбуриванием опытного участка (Тулвинское месторождение). - Организация системы ППД (Стретенское, Сыповское месторождения) - Бурение скважин, ввод из консервации, перевод с вышележащих объектов. - Организация системы ППД (Одиновское, Лесное месторождения), оптимизация существующей системы ППД: возобновление закачки в бездействующих скважинах (Шагиртско-Гожанское месторождение). - Бурение боковых стволов в зоны повышенной плотности запасов (Москудьинское, Красноярско-Куединское месторождения) Месторождения Верхнекамской впадины Месторождения ВКВ характеризуются высокой площадной неоднородностью, небольшими нефтенасыщенными толщинами (в среднем 3,2 м), неоднородностью коллекторских свойств. Система поддержания пластового давления организована на трех объектах. Около 41 % скважин вступало в работу с дебитом по нефти менее 5 т/сут. На текущую дату 51,7 % скважин относятся к малодебитным (рис. 3, а). Наибольшая степень выработки запасов достигнута на Мало-Усинском (объект Д1) и Андреевском (объект Д0) месторождениях. Объекты разрабатываются эффективно. По объекту Д1 Мало-Усинского месторождения при выработке 47,3 % обводненность составляет 62,8 %. Средний дебит по нефти - 8,1 т/сут, добывающий фонд составляет 20 скв., нагнетательный - 5 скв. По объекту Д0 (элемент Д0, р-н скв. 62, поднятие юго-западное) Андреевского месторождения при выработке 36,6 % обводненность составляет 64,2 %. Средний дебит по нефти - 8,1 т/сут, добывающий фонд - 5 скв. Месторождения Бабкинской седловины Месторождения БаС характеризуются высокой площадной неоднородностью, небольшими нефтенасыщенными толщинами (в среднем 2,4 м), сложным строением пластов и повышенной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Система поддержания пластового давления (ППД) организована на двух объектах. Более 30 % скважин вступало в работу с дебитом по нефти до 5 т/сут. На текущую дату 60,6 % скважин относятся к малодебитным (менее 5 т/сут) (рис. 3, б). Наиболее эффективно разработка проводится на Гарюшкинском месторождении, объект Д01+Д02. При выработке 31,8 % на 1.01.2015 г. обводненность составляет 14,6 %. Отсутствие выраженного роста обводненности добываемой продукции за весьма продолжительный период разработки связан с нахождением оптимального режима работы по каждой конкретной скважине. Средний дебит по нефти составляет 10,7 т/сут, добывающий фонд - 46 скв., нагнетательный - 4 скв. Месторождения Башкирского свода Месторождения ВКВ характеризуются низким охватом выработкой по площади из-за высокой площадной неоднородности. Эксплуатационные объекты представлены продуктивными пластами с прерывистым линзовидным строением. Нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 1,4 до 4,2 м, в среднем составляя 2,3 м. Система поддержания пластового давления (ППД) организована на трех объектах. Более 70 % скважин месторождений БшС вступало в работу с дебитом по нефти до 5 т/сут. На текущую дату 60,6 % скважин относятся к малодебитным (менее 5 т/сут) (рис. 3, в). На Шагиртско-Гожанском месторождении, объект Д, при выработке 38,8 % на 01.01.2015 г. обводненность составляет 79,4 %. Разработкой охвачена наиболее продуктивная центральная часть залежи, где реализовано очаговое заводнение. Снижение добычи нефти в 2014 г. связано с ростом обводненности. В 2014 г. начаты работы по бурению БС с вышележащих горизонтов. Средний дебит нефти бокового ствола составил 7,4 т/сут. В целом наблюдается хорошая гидродинамическая связь между зонами отбора и нагнетания. Опыт разработки объекта показал, что высокие дебиты нефти по скважинам (более 15 т/сут) достигнуты только на участках, где реализована активная система ППД. Средний дебит по нефти составляет 9,5 т/сут, добывающий фонд - 7 скв., нагнетательный - 2 скв. Сравнительная характеристика объектов Дтер месторождений Пермского края, Татарстана и Башкортостана По результатам анализа геолого-физических характеристик (ГФХ), а также систем разработки месторождений Пермского края, Татарстана (Ашальчинское, Бавлинское, Бондюжское, Ново-Елховское, Первомайское, Ромашкинское) и Башкортостана (Серафимовское, Шкаповское, Туймазинское, Раевское, Шафрановское) установлена схожесть ГФХ-объектов по параметрам пористости (16-20 %) и вязкости нефти (1-7 мПа·с) [5-7]. Зачастую объекты Дтер Башкортостана и Татарстана, как и объекты Пермского края, имеют вытянутую форму, площадную неоднородность, многочисленные зоны замещения коллекторов плотными породами [8, 9]. Однако пласты месторождений Татарстана и Башкортостана значительно превышают аналогичные пласты Пермского края по геологическим запасам и нефтенасыщенным толщинам (до 15,7 м) (рис. 4) [10, 11]. Система разработки преимущественно рядная, блоковая. Фонд добывающих и нагнетательных скважин в несколько раз превышает фонд объектов Дтер Пермского края. Наиболее крупные объекты Дтер на месторождениях Татарстана и Башкирии находятся на III-IV стадиях разработки (обводненность 45-98 %, отбор от НИЗ - 75-90 %), основным методом доизвлечения является создание дополнительных очагов нагнетания путем перевода добывающих скважин под нагнетание, а также форсирование закачки (подтягивание контура нагнетания от периферии к центру залежи) [12]. Таким образом, они не могут быть в полной мере использованы в качестве объектов-аналогов для месторождений Пермского края. По данным геохимических исследований терригенная толща девона имеет значительный углеводородный потенциал, что подтверждается условиями седиментации отложений и их последующей аккумуляцией [13-15]. Потенциал девонских объектов позволяет увеличить долю их участия в добыче в 6,4 раза по сравнению с текущим состоянием, и к 2045 г. эта доля может составить 6 % от общей добычи по группе ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». В результате анализа разработки объектов Дтер выявлены схожие признаки для объектов, принадлежащих к разным тектоническим структурам (нефтенасыщенные толщины - от 1 до 7 м, дебиты по нефти - 4,4-5,4 т/сут, прерывистые линзовидные продуктивные пласты). Таким образом, с точки зрения геологического строения объекты терригенного девона Пермского края могут являться объектами-аналогами. Заключение В качестве мероприятий по увеличению эффективности разработки объектов Дтер месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» рекомендуется: 1. На месторождениях с неподтверждением геологического строения (Андреев ское, Кустовское, Кирилловское, Мало-Усинское, Тулвинское) провести дополнительные исследования с учетом особенностей девонских отложений (сейсморазведка, подсчет запасов, использование геомеханической модели). 2. Увеличить количество точек отбора путем бурения новых скважин (Стретенское, Гарюшкинское месторождения), вывода из консервации, перевода с вышележащего пласта на основе ранее полученных данных, а также с учетом проведения дополнительных исследований. 3. В том случае если бурение новых скважин нерентабельно, рекомендуется бурение боковых стволов для увеличения охвата по площади (Москудьинское, Красноярско-Куединское месторождения). 4. Организовать систему поддержания пластового давления на объектах с низкой энергетикой (Стретенское, Сыповское, Одиновское, Лесное месторождения), а также провести оптимизацию существующей системы ППД (Кустовское, Андреевское, Шагиртско-Гожанское месторождения) для увеличения продуктивности скважин.

About the authors

Olga R. Ebzeeva

Author for correspondence.
Email: Olga.Ebzeeva@pnn.lukoil.com
29 Sovetskoi Armii st., Perm, 614066, Russian Federation

Engineer of 2nd category of the Department of North Fields Group Development

References

Statistics

Views

Abstract - 238

PDF (Russian) - 68

Refbacks

• There are currently no refbacks.