Разработка
палеозойских отложений на Малоичском нефтяном месторождении
А.Н. ЯНИН,
генеральный директор
ООО «Проектное бюро «ТЭРМ»
Term@term-pb.ru
М.С. ПАВЛОВ,
заведующий отделом
ООО «Проектное бюро «ТЭРМ»
Д.Р. ГАЛЕЕВ,
заместитель генерального директора - главный геолог
ОАО «Новосибирскнефтегаз»
А.В. БАРЫШНИКОВ,
к.т.н., генеральный директор
ЗАО «Уралнефтесервис»
В Западной Сибири в последние годы отмечается повышение интереса к поискам залежей нефти в глубокозалегающих палеозойских отложениях. При разработке отложений палеозоя на нефтяных месторождениях Западной Сибири проблемным, по сути дела, является весь комплекс вопросов...
DEVELOPMENT OF PALEOZOIC SEDIMENTS ON MALOICHSKOM OIL FIELD
A. JANIN, M. PAVLOV, «Design Bureau «TERM» LLC; D. GALEEV, «Novosibirskneftegaz» OJSC A. BARYSHNIKOV, CJSC «Uralnefteservis»
In Western Siberia in recent years there has been increasing interest in the search for oil deposits in deep-lying Paleozoic sediments. During the development of the Paleozoic sediments in the oil fields of Western Siberia the problem, essentially, is the whole complex of questions...
Keywords: Maloichskom deposits, Paleozoic deposits, oil deposits, analysis of development, forced withdrawal of the fluid, the reservoir recovery
данным Н.П. Запивалова [1], залежи углеводородов в палеозое (Pz) в Западной Сибири открыты более чем на 100 месторождениях, из них в Томской области - на 28 месторождениях. По данным В.С. Бочкарева (ОАО «СибНАЦ»), к 2013 г доюрский фундамент Западносибирской синеклизы вскрыли 6 тыс. скважин с проходкой по древним толщам до 3 км. По сведениям АУ ХМАО-Югры «НАЦРН им. В.Н. Шпильмана», доля суммарных извлекаемых ресурсов нефти - исключительно за пределами участков с долгосрочными лицензиями - составляет 11% от общих ресурсов округа. В 2011 г из пластов доюр-ского комплекса в ХМАО добыто нефти -2,524 млн т.
При разработке отложений палеозоя на нефтяных месторождениях Западной Сибири проблемным, по сути дела, является весь комплекс вопросов, а именно:
- создание адекватных трехмерных цифровых моделей объекта [2];
- выбор рациональной плотности сетки и геометрии размещения скважин, в т.ч. и с учетом наличия тектонических нарушений;
- обоснование типа конструкции скважин (наклонно-направленные, горизонтальные и т.д) и схемы их заканчивания;
- целесообразность (нецелесообразность) организации системы ППД;
- выбор оптимальных режимов эксплуатации добывающих скважин;
- целесообразность проведения различного рода ГТМ (форсирование отборов, гидроразрыв пласта и др.);
- прогнозируемая характеристика обводнения залежи, ожидаемый КИН.
Помимо планирования, организации и проведения поисковых и разведочных ра-
бот на объект Pz [3, 4, 5, 6, 7] большой интерес представляет также обобщение опыта разработки указанных отложений. Весьма ценный производственный опыт в этом направлении получен ОАО «Новосибирскнефтегаз» на широко известном и длительно разрабатываемом Малоичском нефтяном месторождении в Новосибирской области, которое было открыто в 1974 г, начало добычи нефти - с 1987 г разведочной скважиной №2.
Рассматриваемое месторождение расположено в юго-западной части Ню-рольской впадины. Малоичская структура представляет собой антиклиналь, разде-
Разработку пласта предполагалось осуществлять наклонно-направленными скважинами на естественном режиме. Эксплуатационное разбуривание месторождения началось в 2005 г. На балансе предприятия числятся 24 скважины, в.т.ч. добывающих
- 1 □, нагнетательных
- 1, в ожидании освоения
- 2, в консервации
- 1, ликвидированных - 5, прочих - 5. За историю в эксплуатации на нефть перебывало 1 6 скважин.
В динамике добычи нефти можно выделить два основных этапа. Небольшие годовые отборы нефти в первые 1 8 лет обусловлены периодичностью работы, неустойчивыми дебитами нефти и небольшим количеством (1 - 3 шт.) работающих скважин. На втором этапе после отработки фонтаном скважины переводились на механизированный способ эксплуатации. Это привело к увеличению добычи нефти и обводненности (до 80%) вследствие подтягивания подошвенной воды. С 2ЮЮ4 по 2Ю1 1 гг. на месторождении осуществлялась пробная закачка воды с текущей компенсацией 112 - 1 9%, накопленная на 1 января 2101 5 г.
- 1 4%.
ленную на блоки субвертикальными разломами (рис.1 и 2). Всего выделено девять тектонически экранированных и ограниченных структурных залежей нефти различного очертания и амплитуды. Блоки (залежи) смещены относительно друг друга со средней амплитудой 10 м.
Промышленная нефтеносность участка связана с палеозойскими пластами девонского возраста (карбонатный пласт М - основной объект) и каменноугольного возраста (терригенный пласт М0), совпадающими в плане. Пласт М, площадью 3522 га, перекрывает пласт М0 (116 га).
Покрышкой для пласта М служит песчано-глинистая толща тюменской свиты среднеюрского возраста, содержащая в нижней части мощные угольные прослои. Пласт представлен низкопористыми известняками и доломитами разного возраста. Нефтенасыщенная толщина по залежам изменяется - от 4 до 17 м (табл. 1), в среднем - 11,2 м. Тип залежей - массивный. Раздел «нефть-вода» находится на абсолютных отметках (-2717
- 2754 м). Плотность начальных извлекаемых запасов по участкам невелика - от 0,11 до 1 тыс.т/га.
Коллекторы пласта М относятся к трещинно-ка-верно-поровому типу. Основные фильтрационные свойства обусловлены трещиноватостью коллекторов, емкостные (матричные) - порами и кавернами. Отметим следующий факт: при изучении параметров трещиноватости по стандартным ^=30 мм) образцам керна из четырех скважин (№№ 6,8,9,13) получены: трещинная пористость - 1,1% и проницаемость - 1 мД. Это близко к параметрам матричной части коллектора. В то же
Рис.1. Карта нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта М
время в результате исследования больших ^ = 80 мм) шлифов керна из скважины №107 ООО «Сибпетролаб» получены: трещинная пористость - 0,71% и проницаемость - 1270 мД. Неоднозначность параметров трещи-новатости пород обусловлена особой сложностью геологического строения объекта исследования.
В 2013 г. ООО «Проектное бюро» ТЭРМ» выполнило новый проектный документ на разработку месторождения. На объекте М предусмотрено размещение скважин по треугольной сетке с расстоянием 830 - 850 м (ПСС -42 - 69 га). Разработку пласта предполагалось осуществлять наклонно-направленными скважинами на естественном режиме. Эксплуатационное разбуривание месторождения началось в 2005 г. На балансе предприятия числятся 24 скважины, в т.ч. добывающих - 10, нагнетательных - 1, в ожидании освоения - 2, в консервации
Рис. 2. Геологический разрез пласта М Малоичского месторождения
49
Табл. 1. Характеристика параметров залежей нефти пласта М
Параметры Номер залежи В
1 2 3 4 5 6 7 8 целом
Глубина залегания пласта,м 2824 2839 2807 2830 2852 2848 2887 2794 2794
Площадь нефтеносности, га 523 904 328 172 346 1109 95 46 3522
Толщина, м Эффективная 34,6 40,9 43,3 34,3 29,1 34,8 12,5 26,6 35,9
Нефтенасыщенная 5,2 9 12,7 5,9 9,7 17,3 4 6,7 11,2
Водонасыщенная 4 31,9 30,6 28,4 19,4 17,5 8,5 19,9 2 7
Соотношение Нн/Ив 0,2 0,3 0,4 0,2 0,5 1,0 0,5 0,3 0,5
Пористость, % 1,2 3,4 3,4 4,6 3,7 2,8 1,4 1,6 3
Нефтенасыщенность, % 80 80 80 80 80 80 80 80 80
Проницаемость по ГДИ, мД - 3 26 7 18 29 1 1,4 12
Песчанистость,% 42 46 46 56 59 54 61 54 52
Расчлененность,б/р 7 5 14 15 20 12 3 3 11
Плотность НИЗ, тыс.т/га 0,1 0,6 1 0,5 0,8 1 0,1 0,2 0,7
- 1, ликвидированных - 5, прочих - 5. За историю в эксплуатации на нефть перебывало 16 скважин.
Максимальный уровень годовой добычи нефти за историю - 147 тыс. т достигнут в 2014 г при темпе отбора от НИЗ - 75%, от ОИЗ - 11,2% (табл. 2). По жидкости максимальный уровень составил - 597 тыс. т при темпе отбора от НИЗ - 30%. Столь высокий темп обеспечен за счет мощного форсажа отборов.
В динамике добычи нефти можно выделить два основных этапа. Небольшие годовые отборы нефти в первые 18 лет обусловлены периодичностью работы, неустойчивыми дебитами нефти и небольшим количеством (1 - 3 шт.) работающих скважин. На втором этапе после отработки фонтаном скважины переводились на механизированный способ эксплуатации. Это привело к увеличению добычи нефти и обводненности (до 80%) вследствие подтягивания подошвенной воды. С 2004 по 2011 гг. на месторождении осуществлялась пробная за-
Табл. 2. Динамика показателей разработки Малоичского месторождения
Годы Добыча, тыс. т Накопл. добыча, тыс. т Обводненность, Закачка воды, тыс. м3 Компенсация отбора закачкой, % Действующий. фонд скважин, шт. Среднегодовой дебит, т /сут Прие-мис-тость, м3/сут
нефти жидкости нефти жидкости % годовая накопл. текущая накопл. добыв. нагнет. нефти жидкости
1987 2,1 2,1 2 2,1 0 1 21 21
1988 12,5 12,5 14,6 14,6 0 2 31 31
1989 3,7 3,9 18,3 18,5 6 1 44 46
1990 6,3 6,3 24,6 24,9 0 1 65 65
1991 10,9 10,9 35,5 35,7 0 1 57 57
1992 13,8 13,8 49,3 49,6 0 1 152 152
1993 15,1 15,1 64,4 64,6 0,2 4 24 24
1994 16,9 17 81,3 81,6 0,4 3 20 20
1995 18,6 18,7 99,9 100,3 0,5 2 37 38
1996 12,9 13,1 112,8 113,4 0,9 2 28 28
1997 15,9 16,2 128,8 129,6 1,4 2 34 34
1998 10,9 11,1 139,6 140,7 2,1 31 31
1999 6,2 7,0 145,8 147,7 12 18 21
2000 3,4 5,7 149,2 153,4 41 22 37
2001 1,6 3,4 150,8 156,8 53 11 23
2002 0,6 1,4 151,4 158,2 54 10 22
2003 0,6 1,8 152 160 69 13 40
2004 5,5 10,7 157,5 170,7 49 15 15 112 6 23 44 168
2005 50,2 63,6 207,7 234,3 21 14 28 16 9 3 119 151 180
2006 19,5 40,8 227,3 275,1 52 28 57 57 15 6 30 63 473
2007 15,3 53,8 242,6 328,9 71 40 96 66 22 2 19 67 245
2008 48,1 101,9 290,7 430,8 53 50 146 40 26 5 35 75 168
2009 114,2 198,9 404,9 629,7 43 79 225 32 28 6 62 107 217
2010 57,3 166 462,2 795,6 65 103 328 54 33 5 31 89 282
2011 46,8 164,2 509,0 959,9 72 35 363 19 31 5 26 92 276
2012 38,9 198,1 548,0 1157,9 80 363 26 7 22 110
2013 96,4 489,6 644,4 16475 80 363 19 6 40 204
2014 147,3 596,5 791,7 2244 75 363 14 7 66 267
качка воды
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.