Технические науки

1. подразделение «Управление магистральных нефтегазопроводов» ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»

1. Геолого-промысловая характеристика месторождения Эхаби

1.1. Общие сведения о месторождении

Месторождение Эхаби (рисунок 1) расположено в Охинском районе Сахалинской области в 12 км к югу от районного центра г. Охи. В районе месторождения имеется рабочий посёлок Эхаби.

Рисунок 1 – Карта размещений месторождений Северного Сахалина

Нефть подаётся в общий коллектор Оха – Комсомольск-на-Амуре для переработки на нефтеперерабатывающем заводе. Месторождение Эхаби является одним из наиболее крупных сахалинских месторождений и находится на поздней стадии разработки. В течение 1944-1950 гг. была установлена промышленная нефтеносность XVI, XVII, XVIII, XIX, XII и XV пластов. Подсчёт запасов нефти производился в 1941г. и 1949г. По состоянию на 01.01.1967 г. на площади было пробурено 60 разведочных и 336 эксплуатационных скважин. В сравнении с 1949 годом геологические запасы увеличились на 74%. В начале эксплуатация велась на естественном режиме, потом с поддержанием пластового давления.

Виды применяемых технологий разработки:

· газовая репрессия (1953-1962 гг.);

· комбинированное воздействие: закачка газовоздушной смеси и приконтурное заводнение (1962-1978 гг.);

· блоковое и приконтурное заводнение (1978-1995 гг.);

· блоковое и очаговое заводнение (с 1996 года).

В 1991 году проводился эксперимент по вибросейсмическому воздействию на южном окончании XIII пласта (в течение 30 дней работали 2 машины сейсмостанции). За время разработки на месторождении добыто: нефти – 13759тыс.тонн; растворённого газа – 1662млн.м³.

1.2. Характеристика геологического строения месторождения

Месторождение Эхаби находится в пределах северного погружения Восточно-Сахалинского хребта. Многочисленными речками, ручьями и временными потоками местность района сильно расчленена на отдельные холмы и небольшие водораздельные гряды почти меридионального направления с абсолютными отметками до 90-100 м. Склоны возвышенностей обычно крутые и сильно изрезаны глубокими оврагами-распадками. В западной части района, где в основном рыхлые песчаные отложения нутовской свиты (плиоцен), рельеф понижается, переходит в зону небольших сглаженных увалов с абсолютными отметками 45-65 м. Первыми в разработку вступили залежи XIII и XIV пластов, в 1943-1944 гг. – залежи XVI-XIX, с 1950 года – залежь XV пласта. Газовая залежь XII пласта полностью выработана. В 60-е годы она использовалась как подземное газохранилище для удовлетворения сезонных нагрузок потребителей.

Разработка залежей XIII и XIV пластов в северной части осуществляется самостоятельными сетками скважин, в южной части – единой сеткой скважин. Разбуривание XIII и XIV пластов велось замедленными темпами без планомерной системы размещения скважин c расстоянием между ними 100-350 м. Месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, северо-западного простирания с пологим западным (10-12°) и довольно крутым восточным крылом (до 65°). Складка осложнена продольным взбросом, плоскость которого падает на запад, амплитуда смещения 50-250 м. По верхним горизонтам складка имеет сундучную форму, по нижним – гребневидную. Размеры складки 6´2 км. В стратиграфическом разрезе месторождения принимают участие олигоцен-неогеновые отложения. В разрезе их выделяются (снизу вверх): даехуриинская (частично), уйнинская, дагинская, окобыкайская свиты и нижненутовская подсвита. Промышленные скопления нефти и газа приурочены к отложениям окобыкайской свиты, представленной песчано-глинистыми отложениями.

Бурением установлена нефтегазоносность девяти горизонтов (X, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII, XIX), из которых одна залежь Х горизонта газовая, используется как газовое хранилище, а остальные нефтяные. Продуктивные пласты месторождения представлены песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Толщина плотных прослоев между продуктивными пластами 20-150 м. Глубина залегания продуктивных пластов 320÷960 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонтов изменяется от 2,7м до 24,7м, пористость 16÷21 %, проницаемость 0,028÷0,168мкм². Все залежи нефти месторождения сводовые, относятся к пластовому типу резервуара. Наиболее крупные залежи нефти приурочены к XIII и XIV пластам, где сосредоточены более половины всех начальных разведанных запасов УВ месторождения. Высоты залежей нефти составляют 59÷180 м, газа – 20м. Все залежи имеют горизонтальные контакты с водой.

Нефти месторождения относительно легкие. Плотность их вниз по разрезу возрастает от 834кг/м³ в XII пласте до 879кг/м³ в XIX. В том же направлении меняется содержание акцизных смол (12,2÷37,0 %), парафина (2,9÷4,2 %); уменьшается выход лёгких фракций (60÷35 %). Свободный газ Х пласта сухой, метановый (82÷97 %). Плотность его 0,892г/см³. Воды нефтегазоносной части месторождения гидрокарбонатно-натриевые. Минерализация их колеблется от 14 до 36 г/л.

1.2.1. Стратиграфия. В строении Охино-Эхабинского нефтеносного района участвуют в основном породы третичного возраста общей мощностью до 3,5 тыс. м; небольшое распространение имеют также постплиоценовые образования. На некоторых участках Охинского района вскрыты меловые отложения (Оха, Северное Колендо). Наиболее древними отложениями, вскрытыми глубоким бурением на месторождении Эхаби являются породы дагинской свиты (средний верхний миоцен), над дагинской свитой залегают породы окобыкайской свиты (верхний миоцен), затем нутовской свиты (плиоцен).

Дагинская свита № 2 – 3dg, вскрытая скважинами №112, 500, 501, 502, 503, 506, 601, 603 и 604, по литологическим признакам подразделяется на две пачки: верхнюю, толщиной до 370м, – от кровли XXI пласта до кровли XXIV пласта, представленную глинистым и песчаным тёмно-серыми часто карбонатными глинистыми сланцами с тонкими прослоями светло-серого мелко-зернистого песчаника, с пористостью до 5% и нижнюю, охватывающую отложения от кровли XXIV пласта до XXX песчаного пласта, которая сложена частым чередованием прослоев песчаников, песчано-глинистых и глинистых сланцев. Песчаники светло и тёмно-серые, мелко- и среднезернистые до крупнозернистых, глинистые, с редкими прожилками кальцита, с включениями гравия. Песчано-глинистые и глинистые сланцы – тёмно-серые, оскольчатые, обычно однородные. Верхняя граница дагинской свиты проводится по кровле XXI пласта и определена по микрофаунистическим исследованиям. В нижней части разреза месторождения в скважине №501 с глубины 2324 м и до забоя (2500 м) вскрыты песчано-глинистые отложения, литологически и по каротажу отличающиеся от отложений дагинской свиты. Эти отложения условно выделяются в самостоятельную пачку с двумя песчаными горизонтами «А» и «Б», в которых в интервалах 2329÷2345м и 2403÷2413м при опробовании отмечены признаки нефтеносности. Палеонтологически отложения горизонтов «А» и «Б» не охарактеризованы и возраст их точно не определён, условно они относятся к нижнему миоцену.

Окобыкайская свита вскрыта всеми пробуренными на месторождении скважинами; достигает толщины до 1060м в своде и 1400м на западном крыле складке. Верхняя граница свиты проводится по подошве III песчаного пласта нутовских отложений, которыми сложен свод складки. Окобыкайская свита представлена чередованием буроватых и тёмно-серых песчанистых глин и разнозернистых (от мелкозернистых до грубозернистых обычно плохо отсортированных) песков светло-серого и тёмно-серого цвета. В разрезе свиты выделяются песчаные пласты: IV, VII, VIII, IX, X, XI, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII, XIX, XX. По литологическим признакам свита подразделяется на три подсвиты – нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена чередованием синевато-серых и тёмно-серых алевритистых плотных оскольчатых глин, алевролитов, песков и песчаников серых и светло-серых, иногда косослоистых, в нижней части иногда с прослойками аргиллитов. В разрезе подсвиты выделяются 3 песчаных пласта (от XX до XIII включительно), из которых 7 пластов (XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII и XIX) являются промышленно нефтеносными. Средняя подсвита характеризуется преобладанием песчаных пород над глинистыми; представлена песками серыми и светло-серыми, мелкозернистыми, глинистыми и алевритистыми, с прослоями буровато-серых песчаных глин и алевролитов с растительным детритом. В разрезе подсвиты выделяются песчаные пласты с VII по XII включительно, из которых Х пласт – газоносный, VII пласт – промышленно нефтеносный. Верхняя подсвита сложена глинами серыми и тёмно-серыми, песчанисто-алевритистыми и песками мелко- и среднезернистыми, глинистыми, серого цвета песчаников. Подсвита включает в себя IV V и VI песчаные пласты, не содержащие промышленной нефтегазоносности.

Нутовская свита, низы которой (III пласт) выходят на поверхность в свободной части складки, представлена светло желтоватыми песками с редкой галькой и тонкими выклинивающимися прослойками глин. В нижней части свиты, толщиной до 1000м, пески крупнозернистые, косослоистые, неотсортированные; встречаются пески мелко и тонкозернистые, с прослоями буровато-серой песчанистой глины, содержат фауну пелеципод. Верхняя часть свиты, расположенная за пределами Эхабинской структуры сложена песками, отличающимися от нижележащих большой однородностью, лучшей отсортированностью и слоистостью; содержит отпечатки фауны пелеципод плохой сохранности. Четвертичные отложения в строении района существенной роли не играют; представлены они грубозернистыми песчаными и галечниковыми отложениями древних морских террас, глинами древних озёр и современными аллювиальными, элювиальными и озёрно-болотными образованиями.

1.2.2. Тектоника. Структура Эхабинского нефтяного месторождения представляет собой относительно широкую асимметричную брахиантиклинальную складку сундучного типа, вытянутую в северо-западном – юго-восточном направлении до 10 км. Периклинали складки плавно погружаются под углом соответственно 3÷5° и 5÷8°. Свод складки довольно широкий (до 1,5 км) и пологий, сложен песками. Покрывало более пологое, чем восточное, вблизи свода углы падения слоёв не превышают 10÷15°, и только в 1,5÷1,8 км от оси наклон крыла увеличивается до 40÷45°. Восточное крыло уже в 600÷650 м от оси имеет наклон в 50÷70°, увеличиваясь далее к востоку до 80÷85°. В соответствии с асимметричностью свод складки с глубиной постепенно смещается к западу; кроме того, с глубиной углы наклона крыльев складки увеличиваются, складка как бы сплющивается.

Восточное крыло складки осложнено продольным региональным тектоническим разрывом типа взбросом надвига, ограничивающим основную часть антиклинальной складки и нефтяные залежи востока. По данным бурения глубоких разведочных скважин (№112, 500, 501, 503, 232, 221, 65, 39, 603 и 604), плоскость взбрасывателя наклонена под углом 45÷50° – несколько меньшим наклона осевой плоскости складки. Кроме того, на восточном крыле складки, в его наиболее крутопадающей части отмечается ещё одно почти вертикальное нарушение, с наклоном 82°.

1.3. Нефтегазоносность горизонтов

На площади Эхаби промышленная нефтеносность установлена в отложениях окобыкайской свиты в результате глубокого поисково-разведочного бурения, в отложениях дагинской свиты отмечены лишь признаки нефтегазоносности. По данным бурения в разрезе двух указанных свит вскрыто 26 песчаных пластов, однако залежи нефти приурочены лишь к песчаным пластам нижней подсвиты. Впервые нефть на месторождении Эхаби была получена в 1933 году, когда японским концессионером при опробовании XIII пласта в скважине был получен приток нефти дебитом 23тонн/сут., а в 1936 году трестом «Сахалиннефть» в скважине №1, пробуренной в своде структуры, из XIII пласта получен фонтан нефти с дебитом 150тонн/сут. В дальнейшем были открыты залежи нефти в XII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII и XIX пластах на глубинах от 520 до 1006 м и газовая залежь Х пласта.

Все залежи нефти и газа являются пластовыми, сводовыми, частично тектонически экранированными. По размерам наибольшую площадь имеет нефтяная залежь XIII пласта, наименьшую – XII пласта. За исключением залежи нефти XII пласта, имеет место общая закономерность уменьшения площадей и высоты залежей с глубиной – от XIII к XIX пласту. В настоящее время все залежи нефти указанных пластов полностью разбурены и находятся в поздней стадии разработки. Всего на месторождении пробурено 413 разведочных и эксплуатационных скважин. Коллекторские свойства продуктивных пластов наиболее полно охарактеризованы керном, поднятым из оценочных скважин №459, 465 и 466, пробуренных в 1964 году в различных частях складки. XIII пласт испытан в 176 разведочных и эксплуатационных скважинах. С 1936 года начинается разбуривание и эксплуатация залежи трестом «Сахалиннефть». Граница нефтяной залежи по восточному крылу ограничивается тектоническим разрывом с амплитудой 50÷60 м, подсеченным в скважинах №45, 65, 183, 158 и 221.

В скважинах №65 и 45 XIII пласт находится в другом блоке (водяном). По своему типу нефтяная залежь XIII пласта относится к пластово-сводовым, частично тектоническим экранированным. Скважина № 154 пробурена на северной периклинали складки в 1943 году. Пласт пройден в интервалах 700÷729м. В процессе испытания XII пласта в интервалах 700÷729м получен приток пластовой воды без признаков нефти и газа. Отметка кровли пласта – 691,7м. Скважина по всей вероятности находится за пределами границы нефтяной залежи.

Скважина №152 (разведочная) пробурена на западном крыле складки VIII 1942 года. XIII пласт вскрыт в интервалах 756÷766м. Отметка подошвы пласта – 672,1м. Скважина №8 (разведочная) – пробурена на западном крыле складки V 1940 года. XIII пласт вскрыт скважиной в интервалах 708÷722 м. При испытании интервала пласта 708÷722 м получен приток нефти с дебитом 5,4тонн/сут. с признаками воды. В процессе эксплуатации количество воды в жидкости росло и к концу 1944 года скважина обводнилась на 100%, и была ликвидирована. Пласт был испытан от кровли до подошвы и в результате испытания получена нефть с признаками воды, а затем с её прогрессированием, глубина залегания ВНК пройдет по подошве пласта и соответственно по нижним отверстиям перфорации – 722м. Тогда абсолютная отметка ВНК – 676,77м (или округлённо – 677м).

Скважина № 126 (разведочная) пробурена на северной периклинали складки XI 1945 года. XIII пласт вскрыт в интервалах 644÷684м. Испытывался пласт в интервалах 644÷664 м. С целью получения продукции из нефтяной части пласта был произведён цементаж под давлением. Цементаж под давлением был произведен некачественно, потому что при испытании интервала 644÷649 м был получен аналогичный результат, что и при первом испытании. Принимая во внимание отбивку ВНК по каротажу и наличию нефти при испытании, глубина залегания ВНК – 674 м. Абсолютная отметка ВНК – 667м.

Скважина №274 (разведочная) пробурена на западном крыле складки ближе к южной периклинали III 1946 года. XIII пласт пройден в интервалах 727÷737 м. При испытании на этом интервала получен приток чистой нефти, отметка подошвы пласта 655 м.

Скважина № 65 (разведочная) пробурена на восточном крыле VI 1942 года. Пласт пройден в интервале 836-894 м. В скважине № 65 вскрыто тектоническое нарушение, экранирующее залежи XIII и нижележащих пластов. XIII пласт в скважине водоносен.

1.4. Физико-химические свойства нефти и газа

По месторождению Эхаби отсутствуют анализы глубинных проб нефти и газа. Это объясняется тем, что до 1953 года отсутствовало оборудование для отбора и исследования глубинных проб. Отбор проб в последующие годы и по настоящее время нецелесообразен, так как в пласты закачиваются газ и вода и, естественно, рекомбинированные пробы не дадут представления о начальных условиях залегания нефти и газа в пласте. Кроме этого, к 1956 году большинство скважин работает с содержанием воды в жидкости, а это значит, что в зоне отбора глубинных проб наблюдается столб воды. Нефть XIII пласта можно отнести к категории лёгкой, так называемой «Эхабинской» нефти. Удельный вес нефти XIII пласта колеблется от 1,815 до 0,838г/см³, в среднем составлял величину 0,829г/см³. Отмечается закономерное увеличение удельного веса нефти от свода к крыльям складки. Вязкость нефти в поверхностных условиях колеблется от 1,13 до 1,44, в среднем 1,35. Динамическая вязкость нефти XIII пласта – 0,003Па×с. Содержание смол в составе нефти составляет величину 11,6%, содержание парафина колеблется от 0,23 до 3,99%, содержание серы в среднем по пласту – 0,101%. Разгонкой по способу Энглера определено, что температура начала кипения имеет пределы 48÷90°С, в среднем составляла 70°С. До 100°С выкипает 7÷8%, до 150°С –30 %, до 200°С – 44% и до 300°С – 70%. Остаток составляет 30%.

По химической классификации нефти Эхабинского месторождения относятся к нафтено-метано-ароматическим. Из нефти XIII пласта (основные запасы) можно получить:

· бензин авиационный с 65 до 100°С – 26 %;

· керосин типа тракторного (облегчённый) – 37%;

· газойлевые и масляные фракции – 29%;

· остаточный битум – 8%.

Нефть XIII пласта в переработке используется для получения авиационного бензина (октановое число 715), лигроина тракторного, керосина и газойля. По классификации нефтей ГОСТ 912-41 нефть является малосернистой, смолистой, парафиновой, с высоким содержанием бензиновых фракций, причём бензины со средним октановым числом и содержащей керосин тракторный и масла среднеиндексные.

2. Состояние разработки месторождения Эхаби

2.1. Текущее состояния разработки месторождения

Нефтяные залежи XIII, XIV, XVI. XVII, XVIII, XIX пластов разрабатываются с поддержанием пластового давления. Следует отметить, что нефтяные объекты XV, XVI, XVII, XVIII и XIX пластов разрабатываются совместно с другими объектами. Разработка южной части залежей XIII пласта осуществляется совместно. По состоянию на 01.01.2017 г. эксплуатационный фонд составил 89 скважин, в том числе 84 действующих и 5 в бездействии; в консервации – 40, в наблюдении – 27 скважин. За 2016 год отбор по месторождению составил 42,7тыс.тонн нефти и 635,2тыс.тонн жидкости. За весь период разработки в целом по месторождению на 01.01.2017 г. извлечено 14025,4тыс.тонн нефти, 280990,6тыс.м³ воды и 1663млн.м³ попутного газа. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,419. По состоянию на 01.01.2017 г. в нагнетательном фонде находилось 46 скважин, из которых 39 действующих, 7 в бездействии. В продуктивные пласты закачано 65107тыс. м³ воды, в том числе за 2016 год 992,5тыс.м³ воды.

2.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяной залежи XIII пласта

В течение 2016 года из эксплуатационного фонда добывающих скважин выведена в наблюдательный фонд одна скважина №260. По состоянию на 01.01.2017 г. в эксплуатационном фонде находилось 37 добывающих скважин, в том числе действующих 36, бездействующих – 1. В консервации числилось 30 скважин, в наблюдении – 12 скважин. Основная причина консервации и вывода скважин в наблюдение – нерентабельность их эксплуатации по причине малодебитности. В течение года среднесуточный дебит одной скважины практически сохранился на уровне января 2016 года и составил в ноябре 2016 года по нефти 0,9тонн/сут., по жидкости 19,5тонн/сут. Текущая обводнённость продукции – 95,5%. Из залежи за 2016 год добыто 10,5тыс.тонн нефти, 238,6тыс.тонн жидкости. В течение 2016 года из эксплуатационного фонда нагнетательных скважин выведены в наблюдательный фонд две скважины №35 и 266.

По состоянию на 01.01.2017 г. в эксплуатационном фонде находилось 19 нагнетательных скважин, в том числе действующих 14, бездействующих – 5. В консервации числилось 23 скважины, в наблюдении – 5 скважин. За 2016 год в пласт закачано 340,5тыс.м³ воды. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 139,9%. Процесс разработки залежи осуществляется с применением очагового заводнения. Всего в настоящее время существует 10 элементов.

2.2.1. Очаг скважины № 282. В состав элемента входят одна нагнетательная и 3 добывающие скважины, которые эксплуатируют совместно XIII и XIV пласты. Среднесуточный дебит по жидкости по скважинам сохранялся в течение года практически на одном уровне и составлял 4,7÷15,0тонн/сут. при обводнённости от 91,9 до 98,5%. За 2016 год из залежи добыто 0,26тыс.тонн нефти, 9,6тыс. тонн жидкости; в пласт закачано 7,2тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 74,7% (таблица 1).

Таблица 1 – Компенсация отбора скважины № 282

№№ скважины	Среднесуточный дебит скважины по нефти/жидкости по месяцам, тонн/сут.											Средний дебит
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
182	0,12	0,21	0,16	0,30	0,29	0,23	0,26	0,26	0,23	0,23	0,16	0,23
	15,23	22,15	17,85	16,06	16,28	13,50	14,37	14,35	14,33	13,29	10,17	15,0
102	0,32	0,33	0,42	0,34	0,40	0,40	0,42	0,44	0,37	0,39	0,31	0,38
	5,2	4,3	5,5	3,9	5,1	4,3	3,7	5,2	5,4	5,0	3,5	4,7
205	0,23	0,23	0,27	0,20	0,16	0,23	0,26	0,26	0,23	0,25	0,27	0,24
	12,6	12,3	13,2	10,2	9,6	12,7	13,7	13,5	13,7	12,7	14,6	12,7

По данному элементу рекомендуется увеличить объёмы нагнетания воды до 45м³/сут. и суточных отборов жидкости до 15тонн по скважинам №102 и 205 (согласно проекту разработки месторождения Эхаби). Скважину № 268 рекомендуется перевести в наблюдательный фонд по причине малодебитности и высокой обводнённости.

2.2.2. Очаг скважины № 219. В состав элемента входят одна нагнетательная и 3 добывающие скважины, из которых две эксплуатируют совместно XIII и XIV пласты. Среднесуточный дебит по жидкости по скважинам сохранялся в течение года практически на одном уровне и составлял 0,5÷7,7 тонн/сут. при обводнённости 46,6 до 93,1%. За 2016 год из залежи добыто 0,57тыс.тонн нефти, 3,2тыс.тонн жидкости; в пласт закачано 8,8тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 257,5% (таблица 2).

Таблица 2 – Компенсация отбора скважины № 219

№№ скважины	Среднесуточный дебит скважины по нефти/жидкости по месяцам, тонн/сут.											Средний дебит
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
433	0,75	0,80	0,80	0,55	0,72	0,62	0,81	0,74	0,80	1,16	0,75	0,7
	1,2	1,2	1,3	1,0	1,4	1,2	1,7	1,7	1,6	2,5	1,2	1,4
200	0,65	0,74	0,66	0,63	0,39	0,32	0,28	0,36	0,64	0,68	0,49	0,5
	7,16	8,20	7,47	8,04	7,83	5,86	5,23	6,34	10,45	9,79	8,12	7,7
26	0,52	0,37	0,52	0,53	0,42	0,51	0,45	0,45	0,47	0,49	0,50	0,5
	1,26	0,81	1,20	1,17	0,94	1,12	0,97	0,94	1,11	1,08	1,14	1,1

По данному элементу рекомендуется перевести на циклическую закачку воды с обеспечением 100 % компенсации отбора закачкой; ввести из консервации скважину № 246 (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

2.2.3. Очаг скважин №29, 287 и 289. В состав элемента входят три нагнетательных и 7 добывающих скважины, из которых четыре (№70, 149, 290 и 113) эксплуатируют совместно XIII и XIV пласты. Среднесуточный дебит по жидкости по скважинам сохранялся в течение года практически на одном уровне и составлял 1,2÷17,5 тонн/сут. при обводнённости 46,6 до 98,2%. За 2016 год из залежи добыто 1,5тыс.тонн нефти, 19,1тыс.тонн жидкости; в пласт закачано 44,2тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 225,9% (таблица 3).

Таблица 3 – Компенсация отбора скважин №29, 287 и 289

№№ скважины	Среднесуточный дебит скважины по нефти/жидкости по месяцам, тонн/сут.											Средний дебит
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
433	0,75	0,80	0,80	0,55	0,72	0,62	0,81	0,74	0,80	1,16	0,75	0,7
	1,2	1,2	1,3	1,0	1,4	1,2	1,7	1,7	1,6	2,5	1,2	1,4
149	1,52	1,82	1,69	1,48	1,49	1,34	1,17	1,15	1,26	1,34	1,82	1,5
	16,68	18,82	19,11	15,48	17,18	14,70	12,21	12,68	18,79	17,62	19,24	16,5
70	0,11	0,23	0,16	0,18	0,17	0,13	0,08	0,13	0,15	0,16	0,18	0,2
	7,36	11,43	9,46	8,54	7,96	7,23	5,98	7,84	8,31	7,71	9,28	8,2
290	1,17	1,29	1,45	2,21	2,17	2,80	3,15	1,87	2,30	2,46	2,61	2,1
	10,57	12,36	14,34	18,91	19,17	17,17	19,85	20,94	20,56	19,43	18,70	17,5
61	1,05	1,29	1,03	1,03	0,49	0,67	0,84	0,74	0,48	0,47	0,89	0,8
	8,56	10,04	9,24	8,33	4,08	8,43	6,75	5,26	4,47	4,19	9,33	7,1
113	1,17	1,29	1,45	2,21	2,17	2,80	3,15	1,87	2,30	2,46	2,61	0,6
	10,57	12,36	14,34	18,91	19,17	17,17	19,85	20,94	20,56	19,43	18,70	22,6
120	0,45	0,36	0,23	0,30	0,26	0,37	0,55	0,55	0,50	0,55	0,51	0,4
	3,77	2,57	1,62	2,28	1,68	1,91	2,42	2,39	2,49	2,40	2,43	2,3

По данному элементу рекомендуемый объём нагнетания воды 65 м³/сут. Рекомендуется ввести из консервации скважину № 111 как нагнетательную с изоляцией XIV пласта.

2.2.4. Очаг скважины № 25. Очаг скважины №25 состоит из нагнетательной и 3 добывающих скважин, из которых одна (№70) эксплуатирует совместно XIII и XIV пласты. Среднесуточный дебит по жидкости скважины №290 в течение года увеличился с 10,6 до 18,7÷20,7тонн/сут., что, по-видимому, связано с увеличением объёмов нагнетания в скважине №25 с 50 до 90м³/сут. Следует отметить, что уменьшение объёмов нагнетания воды в течение мая-июня месяцев, по-видимому, способствовало уменьшению обводнённости продукции с 88,0÷89,9 до 83,7÷84,0 %. За 2016 год из залежи добыто 0,6тыс.тонн нефти, 16тыс.тонн жидкости; в пласт закачано 20,6тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 127,3%. По данному элементу рекомендуется ввод из наблюдения скважины №36 и проведение циклической закачки воды в скважину №25 с сохранением 100% компенсации отбора закачкой (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

2.2.5. Очаг скважин №4, 222 и 319. В состав элемента входят 3 нагнетательных и 3 добывающих скважин. Среднесуточный дебит по жидкости по скважинам сохранялся в течение года практически на одном уровне и составлял 49,4÷71,4 тонн/сут. при обводнённости 91,0÷97,2 %. За 2016 год из залежи добыто 1,6тыс.тонн нефти, 30,8тыс.тонн жидкости; в пласт закачано 87,6тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 279,9%. По элементу рекомендуется обеспечить среднесуточную закачку воды в скважину №222 в объёме 65м³. Закачку воды в скважинах №4 и 319 прекратить (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

2.2.6. Очаг скважины № 84. В состав элемента входят 5 добывающих скважин. В целом по данному элементу отмечается уменьшение среднесуточного дебита одной скважины по жидкости с 38,9 (январь) до 29,6 (ноябрь) тонн/сут. за счёт ограничения объёмов нагнетания воды и, по-видимому, падения пластового давления. За 2016 год из залежи добыто 1,1тыс.тонн нефти, 48,4тыс.тонн жидкости; в пласт закачано 38,6тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 79,1%. По элементу рекомендуется обеспечить среднесуточную закачку воды в скважину №84 в объёме 150м³. Ввести в эксплуатацию скважину №212 путём перевода с нижележащего пласта (согласно проекту разработки месторождения Эхаби). С целью увеличения охвата залежей дренированием рекомендуется создать дополнительный очаг заводнения через скважину №226, а также ввести в эксплуатацию из бездействия скважину №68 (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

2.2.7. Очаг скважины № 141. В состав элемента входят 3 добывающие скважины. В целом по данному элементу отмечается сохранение среднесуточного дебита одной скважины по жидкости на уровне 29,4÷30,8тонн/сут. За 2016 год из залежи добыто 1,4тыс.тонн нефти, 27,9тыс.тонн жидкости; в пласт закачано 30,6тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 108%. По элементу рекомендуется обеспечить 100% компенсацию отбора закачкой.

2.2.8. Очаг скважины № 228. В состав элемента входят 2 добывающие скважины. В целом по данному элементу отмечается сохранение среднесуточного дебита одной скважины по жидкости на уровне 22,8÷23,1тонн/сут. За 2016 год из залежи добыто 0,2тыс.тонн нефти, 12,5тыс.тонн жидкости; в пласт закачано 16,4тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 130,1%. По элементу рекомендуется обеспечить 100% компенсацию отбора закачкой.

2.2.9. Очаг скважины № 144. В состав элемента входят 2 добывающие скважины. В целом по данному элементу отмечается уменьшение среднесуточного дебита одной скважины по жидкости с 69,4 (январь) до 53,8 (ноябрь) тонн/сут. за счёт вывода в бездействие скважины №44. За 2016 год из залежи добыто 0,6тыс.тонн нефти, 30,1тыс.тонн жидкости; в пласт закачано 29,2тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 96,1%. Рекомендуется вывести из наблюдения в эксплуатацию скважины №147 и 177. По элементу рекомендуется обеспечить среднесуточную закачку воды в скважину №144 в объёме 250м³. Технологические показатели разработки XIII пласта месторождения Эхаби приведены в таблице 4.

3. Методика «Прогноз» технологического расчёта показателей разработки

3.1. Расчёт добычи жидкости и фонда скважин

Добыча жидкости, нефти, а также фондов добывающих и нагнетательных скважин рассчитываются по следующему алгоритму.

На конец предыдущего i-го года нам известны следующие показатели:

· количество действующих скважин на конец года – , шт.;

· количество скважин, выбывших по обводнённости – , шт.;

· средний дебит выбывших по обводнённости скважин – , тонн/сут.;

· средняя обводнённость выбывших по обводнённости скважин – , %;

· накопленная нефть и жидкость на конец i-го года –  и , тыс. тонн.

На текущий год расчёт осуществляется следующим образом. Определяется дебит жидкости на текущий год  и вычисляется текущая добыча жидкости, с учётом скважин выбывших по обводнённости:

,                         (1)

где Т – среднее время работы скважин за год.

Отсюда накопленная жидкость:

.                                        (2)

Текущая добыча нефти без учёта скважин выбывших по обводнённости считается следующим образом:

,                                     (3)

где  – функция кривой вытеснения (корректируется с учётом скважин, выбывших по обводнённости):

Таблица 4 – Технологические показатели разработки XIII пласта месторождения Эхаби

Показатели	Годы
	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Добыча нефти, тыс. тонн		3,8	3,4	1,7	0,5	0,7	0,6	0,2	1,6	1,7
годовая	13,8	17,6	14,3	12,6	12,0	11,3	10,8	10,6	12,2	10,5
накопленная	4844,3	4861,9	4876,1	4888,7	4900,8	4912,1	4922,9	4933,5	4945,7	4956,2
Темп отбора нефти от начальных балансовых запасов, %	0,13	0,17	0,14	0,12	0,12	0,11	0,11	0,10	0,12	0,10
Темп отбора нефти от текущих балансовых запасов, %	0,3	0,33	0,27	0,23	0,23	0,21	0,20	0,20	0,23	0,20
Текущая нефтеотдача, %	47,30	47,47	47,61	47,74	47,85	47,97	48,07	48,17	48,29	48,40
Ресурсы нефтяного газа, млн. м3:
годовые									0,0	1,0
накопленная									0,00	1,00
Обводнённость среднегодовая, %	92,8	91,9	94,3	95,1	94,8	95,2	95,7	96,0	95,4	95,6
Добыча жидкости, тыс. тонн
годовая	191,7	218,2	248,4	255,8	231,2	238,0	252,3	262,8	267,3	238,61
накопленная	12147,4	12365,7	12614,1	13339,1	13101,1	13339,1	13591,4	13854,2	14121,5	14360,1
Закачка воды, тыс. м3
годовая	341,9	380,9	339,3	320,4	282,4	287,4	365,5	337,3	324,1	340,46
накопленная	17281,7	17662,6	18001,9	18892,1	18604,7	18892,1	19257,6	19594,9	19919,0	20259,4
Компенсация отборов закачкой в пластовых условиях, %
текущая	174,4	170,3	134,2	123,4	119,3	118,2	142,1	126,0	118,8	139,9
накопленная	122,3	123,1	123,3	123,3	121,3	121,3	121,6	121,7	121,7	121,9
Ввод добывающих скважин, шт.		1	1				1
Выбытие добывающих скважин, шт.	2	2	1	1	1	1	2
в том числе под закачку	2	2	1	1	2	1	2
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.
эксплатационный	56	41	47	49	48	44	46
действующий	42	34	44	45	47	43	45	24	23	21
Ввод нагнетательных скважин, шт.	2	2	1	1	2	2	3
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.
действующий	27	23	28	29	29	32	33	22	11	11
Среднесуточный дебит одной скважины:
по нефти, тонн/сут.	1,0	1,3	1,0	0,9	0,8	0,8	0,1
по жидкости, тонн/сут.	13,7	16,2	18,1	18,3	15,4	17,2	3,1
Среднесуточная приемистость нагнетательной скважины, м3/сут.	75	69	81	84	65	67	65
Удельные остаточные балансовые запасы нефти на одну действующую скважину, тыс. тонн	128	158	122	119	114	124	118	221	230	252

 

1. Меркушев О.В. Подсчёт запасов нефти месторождения Эхаби. – Сахалин: «СахалинНИПИморнефть», 1967.
2. Мальцев М.В., Игумнов В.И. Технологическая схема разработки месторождения Эхаби. – Сахалин: «СахалинНИПИморнефть», 1978.
3. Моисеева Т.Г. Текущий анализ разработки нефтяных залежей месторождения Эхаби. – Сахалин: «СахалинНИПИморнефть», 1983.
4. Отчётный баланс запасов нефти, газа и конденсата по ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз», 1998.
5. Регулирование процесса разработки XIII пласта нефтяного месторождения Эхаби Электронный ресурс. Режим доступа:
http://knowledge.allbest.ru/geology/2c0b65635a2ad79a5c43b88521316d27_0.html
6. Антониади Д.Г., Савенок О.В., Шостак Н.А. Теоретические основы разработки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие. – Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2011. – 203 с.
7. Булатов А.И., Волощенко Е.Ю., Кусов Г.В., Савенок О.В. Экология при строительстве нефтяных и газовых скважин: учебное пособие для студентов вузов. – Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2011. – 603 с.
8. Булатов А.И., Савенок О.В. Капитальный подземный ремонт нефтяных и газовых скважин: в 4 томах. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2012-2015. – Т. 1-4.
9. Булатов А.И., Савенок О.В. Практикум по дисциплине «Заканчивание нефтяных и газовых скважин»: в 4 томах: учебное пособие. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2013-2014. – Т. 1-4.
10. Булатов А.И., Савенок О.В., Яремийчук Р.С. Научные основы и практика освоения нефтяных и газовых скважин. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2016. – 576с.
11. Булатов А.I., Качмар Ю.Д., Савенок О.В., Яремiйчук Р.С. Освоєння нафтових і газових свердловин. Наука і практика: монографія. – Львів: Сполом, 2018. – 476 с.
12. Климов В.В., Савенок О.В., Лешкович Н.М. Основы геофизических исследований при строительстве и эксплуатации скважин на нефтегазовых месторождениях: учебное пособие. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2016. – 274 с.
13. Попов В.В., Третьяк А.Я., Савенок О.В., Кусов Г.В., Швец В.В. Геофизические ис-следования и работы в скважинах: учебное пособие. – Новочеркасск: Лик, 2017. – 326 с.
14. Лапотников А.Г., Котельников А.С., Аппо Йао Коссону. Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское // Булатовские чтения: материалы II Международной научно-практической конференции (31 марта 2018 года): сборник статей [под общ. ред. д-ра техн. наук, проф. О.В. Савенок]. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2018.
15. Лапотников А.Г., Савенок О.В. Геологическое строение, нефтегазоносность и анализ разработки газоконденсатнонефтяного месторождения Одопту-море (Северный купол) XXI пласта // Научный журнал НАУКА. ТЕХНИКА. ТЕХНОЛОГИИ (политехнический вестник). – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2018. – № 1.