Геологическое строение, нефтегазоносность, анализ текущего состояния разработки и предложения по увеличению нефтеотдачи месторождения Колендо

/

ВВЕДЕНИЕ

В дипломной работе была поставлена задача: изучить особенности и дать анализ применяемой системы разработки месторождения Колендо.

Залежи нефти месторождения практически полностью разбурены по площади. Всего на площади пробурено 239 скважин. На месторождении выделено 7 эксплуатационных объектов: XVII+XVIIa, XVIII, XVIIIa, XIX, XX+XXa, XXI и XXII пласты. Объекты разрабатываются самостоятельной сеткой скважин.

Разработка основных эксплуатационных объектов (XVII+XVIIa, XVIII) осуществляется с применением методов поддержания пластового давления после эксплуатации их при режиме растворенного газа, остальные пласты - на стественных режимах - растворенного газа и упруговодонапорного.

Развитие системы заводнения залежи по пути ее усиления и повышения эффективности происходило в следующие этапы:

1965-1969 г.г. - приконтурное заводнение;

1969-1981 г.г. - приконтурное + осевой разрезающий ряд;

1981-1991 г.г. - осевой + поперечные разрезающие ряды нагнетательных скважин;

1991 - по настоящее время - изменение направлений фильтрационных потоков жидкости (ИНФП).

По состоянию на 1.01.2005 г. из залежей месторождения добыто 12281тыс.т нефти, 25637 тыс.м3 воды и 2960 млн.м3 попутного газа, в том числе 1633 млн.м3 свободного газа и 503 млн.м3 газа газовой шапки. Текущая нефтеотдача месторождения составила 48,5%; отбор извлекаемых запасов 95%.

Моя работа будет посвящена анализу системы разработки месторождения Колендо. В результате проделанной работы будут сделаны выводы о геологических особенностях месторождения, ставших причиной изменения системы разработки и даны рекомендации по совершенствованию процесса разработки, исходя из опыта эксплуатации аналогичных месторождений, находящихся на последней стадии разработки. Также этот анализ необходим для специалистов, занимающихся месторождениями северного Сахалина.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

месторождение разработка нефть пласт

Месторождение Колендо расположено в 32 км севернее г. Охи на перешейке полуострова Шмидта. В административном отношении входит в состав Охинского района Сахалинской области России. (см. ГП1, рис. 1)

В районе месторождения имеется рабочий поселок Колендо, который связан с районным центром г. Оха шоссейной дорогой. Ближайшим месторождением, запасы которого утверждены в ГКЗ СССР, является нефтяное месторождение Оха. Нефть по нефтепроводу перекачивается на нефтеперерабатывающий завод в г.Комсомольск-на-Амуре.

В орографическом отношении на перешейке распространены три меридионально протягивающие гряды с максимальной высотой до 80 м. Гидрографическая сеть представлена двумя небольшими реками (шириной - до 5 м, глубиной - до 2 м) Омбо и Онганди, и многочисленными ручьями. Долины рек сильно заболочены. Площадь покрыта густым, труднопроходимым лесом (лиственница, ель, кедровый стланник, пихта).

Климат района холодный муссоного типа, зима продолжительная, снежный покров ложится в ноябре и сохраняется до мая. Тайфуны зимой приносят метели, летом - обильные дожди. Ураганный ветер достигает 30 м/сек. Лето короткое, дождливое. Среднегодовая температура - 2,50С.

Геологические исследования на первом этапе (1908-1931 гг.) в основном носили маршрутный характер (Н.Н. Тихонович, П.И. Полевой, В.В. Ищерский).

На втором этапе были проведены геологические съемки различного масштаба (1:200000, Б.М.Штемпель; 1:10000, П.А. Леоненко; 1:25000, А.Я. Табояков) и геофизические исследования (региональные гравиметрические исследования, А.Н. Голованов, В.С. Маркунский; ВЭЗ, А.И. Мамонов, Г.П. Смирнов). В 1955-1958 гг. на Колендинской площади проводились сейсмические работы методом КМПВ и МОВ (Э.П. Сумерина, А.Г. Авербух и др.). На основании полученных материалов была составлена структурная схема Колендинской площади. Антиклинальная складка рекомендована к бурению.

В декабре 1961 года в скважине № 1, пробуренной в присводовой части Колендинской структуры, был получен фонтан нефти с дебитом 47 т/сут. (на 4 мм штуцере). Для разведки залежи и подготовке ее и разработки (по состоянию на 01.10.1963 г.) было пробурено 18 скважин, общим метражом 29472 м. Одна скважина (№ 12) при забое 245 м ликвидирована по техническим причинам. По этим материалам выполнен подсчет запасов нефти и газа (Петрицкая и др.,1964), утвержденный в ГКЗ СССР (№ 4355, от 3 июня 1964 г.).

В дальнейшем на месторождении проводилось разведочное, эксплуатационное и параметрическое бурение, а также бурение нагнетательных скважин. Всего пробурено 238 скважин общим метражом 406985 м.

Месторождение после открытия (1961 г.) было введено в опытно-промышленную разработку в 1962 году. Добыча нефти производилась из ХVII пласта. На дату подсчета (01.10.1963 года) было добыто 188,9 тыс.т нефти и 13,3 млн.м3 растворенного газа. В промышленную разработку месторождение введено в 1964 году (ХVII пласт). В этом же году открыта газонефтяная залежь ХVIII пласта и также включена в разработку. В 1966 году открыты и введены в разработку нефтяные залежи ХVIIIа, ХХ, ХХа и ХХI пластов,а в 1969 году открыта нефтяная залежь ХХII пласта. Газовые залежи в V-VI, IХ-Х, ХI-ХII, ХIII, ХIV, ХVI пластов были открыты в 1962 году. Разработка этих залежей началась в 1966-1969 гг. Кроме того, в 1964 году доказано наличие свободного газа в ХVIа пласте, а в 1966 году - в пласте ХVIIа. Эксплуатация газовых скважин закончена в 1976 - 1978 гг. в связи с их обводнением. Всего за 30-летний период разработки месторождения было добыто 12211 тыс.т нефти, 1821 млн.м3 растворенного и 1674 млн.м3 свободного газа. Месторождение находится на поздней стадии разработки.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА И МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Стратиграфия

В стратиграфическом разрезе Колендинского месторождения различаются (см. таб. № 1,сверху вниз): четвертичные отложения; нутовская свита (верхний миоцен-плиоцен, видимая мощность 2400 м); окобыкайская свита (средний-верхний миоцен, мощность 250 м); дагинская и уйнинская свиты - пильская свита (нижний-средний миоцен, мощность 1000 м); даехуриинская свита - тумская свита (верхний олигоцен, мощность 130 м); мачигарская свита (нижний олигоцен, мощность 200 м); меловые отложения (видимая мощность 340 м).

Меловые отложения вскрыты только одной скважиной № 300 на глубине 3660м. В нижней части они представлены плотными зеленовато-серыми туфопесчаниками, туфоалевролитами, аргиллитами, алевро-псаммитовыми туффитами и туфами андезитовых порфиритов и риолитовых порфиров. Встречаются обугленные растительные остатки. Породы трещиноваты, по трещинам местами развит кальцит. Видимая мощность - 170 м.

В верхней части выделяется пачка эффузивов и туфов мощностью 170 м. Породы трещиноваты.

Мачигарская свита, как и меловые отложения, вскрыта только одной скважиной № 300. В породах содержатся конкреции пирита, обугленный растительный детрит. обнаружены морские фораминиферы и палинокомплекс, характерные для олигоценовых отложений Сахалина. Мощность этой части разреза - 130 м.

Верхняя часть свиты представлена пачкой эффузивов мощностью 70 м.

Абсолютный возраст определен в 44-47 млн.лет (эоцен), что расходится с палеонтологическими данными.

Тумская свита также вскрыта бурением только в скважине № 300. Встречаются прослои сидеритизированных аргиллитов, конкреции пирита и геннойши. В верхней части свиты имеется прослой туфогенного песчаника и псефито-псаммитового туфа средне-основного состава, с глауконитом. Встречаются остатки характерных для свиты моллюсков. В породах найдены морские фораминиферы, споры и пыльца олигоценового возраста.

Судя по фауне и литологии, осадки тумской свиты накопились на разных глубинах открытого морского бассейна, от средней сублиторали до батиали. Обилие гравийно-галечного материала в тонкозернистых породах объясняется ледовым разносом в бореальном море.

Пильская свита в полном объеме изучена в скважине № 300. В других скважинах вскрыта только верхняя ее часть. Свита подразделяется на три литологически различные части.

Нижняя часть, соответствующая уйнинскому горизонту и имеющая мощность 200м. Встречены послойные скопления обугленного растительного детрита, миоценовые морские моллюски и фораминиферы, споры и пыльца. Фауна указывает на глубоководные морские условия седиментации.

Средняя часть свиты, или колендинские слои, сложена фосфоритоносными темно-серыми и коричневато-серыми слоистыми кремнистыми аргиллитами с тонкими линзами и намывами песчано-алевритового материала, реже с прослоями известковистого песчаника. Часто встречаются прослои, обогащенные глауконитом.

Верхняя часть пильской свиты сложена кремнистыми аргиллитами и песчаниками. Мощность колеблется в пределах от долей метра до 20 - 30м. Количество и мощность песчаных пластов возрастает вверх по разрезу. Верхний пласт имеет индекс XXIII, предыдущий, в 150 м ниже по разрезу, - XXIV.

В породах обнаружены мелкий растительный детрит, остатки рыб и моллюсков. Выделен комплекс относительно глубоководных фораминифер. В нижней и средней частях свиты распространены споры и пыльца. По-видимому, верхняя часть пильской свиты соответствует верхам дагинского горизонта.

К окобыкайской свите по современным представлениям относится пачка глинистых пород мощностью 250 м, залегающая между кровлей пильской свиты и пластом XXII, принадлежащим к нутовской свите.

Пачка сложена темно-серыми, до черных, хорошо отсортированнными алевритистыми аргиллитами, плотными, массивными или тонкоплитчатыми, с конкрециями пирита и единичными зернами и гальками кремнистых пород. Аргиллиты содержат остатки моллюсков, спорово-пыльцевой комплекс.

Нутовская свита подразделяется на два подгоризонта: нижний (верхний миоцен) и верхний (верхний миоцен-плиоцен). Границей между ними служит кровля пласта V, которая соответствует границе венгерийской и маямрафской свит в опорном разрезе п-ова Шмидта. Мощность нижнего подгоризонта - 1300 м, верхнего (видимая) - 1100м.

Нижняя часть нижненутовского подгоризонта, содержащая пласты (снизу вверх): XXII, XXIa, XXI и XXa, сложена преобладающими аргиллитами и алевролитами с прослоями и пластами песчаников. Аргиллиты темно-серые песчано-алевритовые, с единичными гальками, частично сидеритизированные. Алевролиты мелкозернистые и крупнозернистые песчано-глинистые, трещиноватые. Песчаники серые мелкозернистые, алеврито-глинистые, полевошпато-кварцевые, с примесью гравийного материала.

Пласт XXII состоит из нескольких маломощных песчаных прослоев, разделенных глинисто алевритовыми породами. Имеет локальное распространение.

Пласт XXIa в основном массивный, маломощный (5-10 м); в южной части месторождения в нем появляются прослои глинистых пород и мощность возрастает до 20 м.

Пласт XXI состоит из чередующихся песчаных и глинистых пород. В северной части месторождения имеет мощность около 10, а в южной - до 50 м. Здесь основная часть пласта состоит из двух или трех песчаных тел и сопровождается спутниками у подошвы и кровли.

Пласт XXa развит в южной части месторождения, где он состоит из тонких песчаных пропластков и глинистых разделов общей мощностью до 20 м. В северной части выклинивается.

Большая вышележащая часть нижненутовского подгоризонта (пласты XX, XIX, XVIIIa, XVIII, XVIIa, XVII, XVIa, XVI, XV, XIII-XIV, X-XII, IX, VII-VIII и V-VI) представляет собой крупное чередование сложно построенных песчаных пластов и алеврито-глинистых разделов, примерно в равных соотношениях. Как правило, на юге месторождения большую мощность имеют песчаные пласты, на севере - глинистые разделы.

Пласт XX состоит из чередования песчаных и глинистых прослоев общей мощностью до 40 м.

Глинистый раздел между пластами XX и XIX представлен темно-серыми песчано-алевритовыми аргиллитами (глинами), переходящие в глинистые алевролиты. Породы массивные, трещиноватые, с единичными гальками кремнистых пород, обугленным растительным детритом и остатками морской фауны.

Пласт XIX состоит из чередующихся песчаных и алеврито-глинистых пород. Песчаники светло-серые мелкозернистые глинистые. Алевролиты темно-серые глинистые с рассеянными гальками и гравием. Глины темно-серые алевритовые с примесью песка. Мощность от 5-10 до 20-25 м.

Раздел между пластами XIX и XVIIIa сложен алевритовыми глинами и глинистыми алевролитами с примесью песка и редкими гравием и гальками. Мощность на юге 10 м. К северу она возрастает до 50 м.

Пласт XVIIIa на севере месторождения имеет мощность в несколько метров, а на юге представляет собой сложное сочетание пластов и прослоев песчаных и алеврито-глинистых пород общей мощностью до 60 м. Сложен породами, аналогичными пласту XIX.

Глинистый раздел между пластами XVIIIa и XVIII представлен однородными аргиллитами и алевролитами и хорошо прослеживается по всему месторождению. Мощность его изменяется от 20 м на юге до 80 м на севере.

Пласт XVIII состоит из двух песчаных тел, разделенных алеврито-глинистыми породами. На юге тела сливаются в один сложно построенный пласт мощностью до 80м. К северу мощность глинистого раздела возрастает до 30 м, а песчаные пласты утоняются до нескольких метров и выклиниваются.

Раздел между XVIII и XVIIa пластами сложен песчанистыми глинами. На юге его мощность 10-20 м, на севере он возрастает до 50 м. Здесь пласты XVIIa и XVII несливаются в один пласт.

Пласт XVIIa на юге представляет собой сложное сочетание песчаных и глинистых прослоев общей мощностью до 50 м. К северу он глинизируется, сокращается в мощности до нескольких метров и, как отмечено выше, несливается с пластом XVII.

Раздел между пластами XVIIa и XVII, сложенный песчанистыми глинами, обычно не превышает 20 м мощности.

Пласт XVII распространен по всей площади месторождения. Он содержит 2 или 3 песчаных пласта, каждый из которых состоит из частого чередования песчаных и глинистых пород. Песчаники разнозернистые и мелкозернистые. Встречается фауна и скопления обугленного растительного детрита. Алевролит песчано-глинистый с линзами песка. Глина неотсортированная, с намывами песка. Мощность пласта изменяется от 15 м на севере до 50 м на юге месторождения.

Раздел между пластами XVII и XVIa сложен песчанистыми глинами с намывами мелкозернистого песка. Мощность его 10-30 м.

Таблица 1

2.2 Тектоника

Колендинская антиклиналь является частью Эспенбергской мегантиклинали, протянувшейся вдоль западного побережья полуострова Шмидта, и находится в ее юго-западной части. Эспенбергская мегантиклиналь характеризуется сложным складчато-блоковым, горст-антиклинальным строением с развитием линейно вытянутых складок и множеством разрывных нарушений.

Полученный сейсмический материал свидетельствует об усложнении геологического строения с глубиной. Существенная роль в формировании структуры принадлежит разрывам, имеющим, в основном, сбросовый характер. Дизъюнктивы, в большинстве своем, затухают в нижней части отложений окобыкайской свиты. Амплитуда их вертикального смещения на уровне сейсмического горизонта I колеблется в пределах 70-120 м. В верхнемеловых отложениях возрастает как количество дизъюнктивных нарушений, так и их амплитуда (до 170-250 м).

Колендинская структура по кровле пильских отложений имеет форму асимметричной брахиантиклинали, вытянутой в север-северо-западном направлении на 11 км при ширине 2,5-3,0 км. Восточное крыло пологое - 7-11°. Углы падения пород на запад возрастают от 9-10° в присводовой части складки до 30-35° на крыле. Шарнир складки в пределах северной периклинали ундулирует, образуя в пильских и нижележащих отложениях куполовидное осложнение, впервые выделенное. На уровне сейсмического горизонта I размеры его 1,5х1,1 км, по изогипсе - 2,3 км, амплитуда около 80 м. Ранее это было отмечено в морфологии гравитационного поля: северному описанному куполу

Свод Колендинской складки широкий и пологий, с глубиной несколько смещается на северо-запад. Размеры складки 8,0х1,5 км, по изогипсе - 2,3 км. Южная периклиналь структуры осложнена серией сравнительно малоамплитудных разрывов.

Структурные карты масштаба 1:10 000 и разрез (см. прил. № ) построены по материалам бурения и данных каротажа. Согласно построенным картам Колендинская структура в нутовском комплексе представляет собой брахиантиклинальную складку север-северо-западного простирания. Ось складки несколько изгибается, в результате чего простирание южнее сброса № 3 становится меридиональным. Колендинская брахиантиклиналь в пределах разбуренной части имеет длину 10 км, ширину от 2,5 км в центральной сводовой части и 1,0-1,5 км в южной периклинальной части. Складка имеет широкий пологий свод. В присводовой части углы падения пород равны 3°-6°. Строение складки асимметричное: падение пород на западном крыле 8°-17°, на восточном 8°-28°. Южная периклиналь структуры узкая и длинная, погружающаяся под углом 4°-12°. Северная периклиналь более короткая и широкая, погружается на север под углом 2°-4°.

Основным продуктивным нефтегазонасыщенным горизонтом является XVII пласт, вскрытый большим количеством скважин. Залегающие глубже пласты XVIIa-XXII также являются нефтенасыщенными; вышезалегающие пласты XVIa-V - газонасыщенные.

Ниже приводится детальная характеристика структуры Колендинской антиклинали по основному продуктивному горизонту.

Пласт XVII. Колендинская структура по кровле XVII пласта представляет собой брахиантиклинальную складку север-северо-западного простирания в северной половине. В южной части складка меняет простирание на меридиональное. Размеры складки 2,5х7,0 км. Северная периклиналь складки широкая - 2,0 км, на юге ширина структуры уменьшается до 1,2 км. Сбросами №№ 1-4 складка разделена на 5 блоков.

III блок - это основная часть складки между разрывами №№ 2 и 3. Абсолютные отметки от свода: 1358 м (скв. 171) увеличиваются до 1510-1560 м на крыльях. Вдоль короткой оси складки угол наклона западного крыла от 7° увеличивается до 17°, восточное крыло погружается под углом 10°-12°. В северной более пологой части брахиантиклинали углы наклона крыльев порядка 3°, в южной части угол наклона 5°.

История формирования Колендинской брахиантиклинали, видимо, началась в мезозое в виде небольших конседиментационных поднятий. Затем в миоцене и раннем плиоцене продолжался относительно медленный рост конседиментационной структуры. Затем он прекратился. Основные черты структура приобрела в результате постседиментационных тектонических движений конца плиоцена (в сахалинскую фазу складчатости) (см. табл. 2).

Таблица 2

2.3 Общая гидрогеологическая обстановка

Месторождение Колендо расположено на крайней северо-восточной периферии инфильтрационной водонапорной системы Северо-Сахалинского НГБ, где наблюдается ее контакт с элизионной системой субаквальной части бассейна.

Вскрытый на площади разрез, исключая маломощные (100 м) четвертичные и плиоценовые отложения (первый водоносный комплекс), слагают три толщи, различающиеся строением резервуаров и гидродинамическим режимом.

Второй гидрогеологический комплекс представлен песчано-глинистыми отложениями верхнего миоцена (I-ХII пласты) мощностью 1000 м. Благодаря наличию выдержанных глинистых разделов в недрах толщи формируется режим замедленного водообмена, а воды приобретают напорный градиент. В резервуарах обычно встречаются небольшие залежи УВ.

Третий комплекс слагается преимущественно глинисто-песчаными образованиями верхнего миоцена (ХIII-ХХII пласты). Мощность - 1400 м. Этот комплекс в бассейне является региональной водоупорной толщей, где преобладают условия весьма замедленного водообмена. На рассматриваемой площади он соответствует нижненутовскому нефтегазоносному комплексу (НГК). Проницаемые слои толщи характеризуются непостоянством вещественного состава, частым выклиниванием и замещением песчаных пород глинами в северо-восточном направлении. В разрезе комплекса вскрыты основные запасы нефти как на месторождении Колендо, так и в Охинском промышленном районе.

Сложность гидродинамической обстановки месторождения проявилась уже в процессе его эксплуатации. Обнаружилось, например, что как на геометрию залежи в основном резервуаре ХVII пласта, так и на режим отбора нефти доминирующее влияние оказывал гидродинамический фактор.

Имеющиеся начальные пластовые давления позволяют показать изменение приведенных напоров подземных вод в разрезе, а в плане охарактеризовать только гидродинамическое поле ХVII пласта.

Исходя из периферийного положения месторождения в инфильтрационной системе бассейна, где напоры подземных вод обычно не превышают 20 м, повышенные значения приведенных напоров в нижних комплексах требуют объяснения. В целом природа этой аномальности на рассматриваемой площади связывается с ограничением объемов резервуаров в этих комплексах.

Действие элизионного гидродинамического напора на месторождении Колендо представляется возможным рассмотреть на примере крупной нефтегазовой залежи ХVII пласта, по площади которой установлено изменение напоров подземных вод. Данные достоверных определений пластового давления и расчета приведенных напоров приведены в таблице 3.

Таблица 3

коэффициент усиления наклона контактов равен 4,65:

разность отметок ВНК:h = H*Ку.н.

по линии скв.3 - 6: h = 12*4,65 = 56 м

по линии скв.3 - 37: h = 17*4,65 = 79 м

Построенная пьезометрическая карта ХVII пласта (см. рис. № 2) показывает, что максимальные значения напоров приурочены к северо-восточной части площади (скв.3,4), а минимальные - к юго-западной (скв.6,37). Здесь, на основной части структуры, пьезометрический уклон ХVII пласта составил 8 м/км, что привело к смещению отметки контакта вода-нефть к западу по линии скв.3-37 до 79 м (при коэффициенте усиления наклона контактов Ку.н. = 4,65).

То есть, в резервуаре устанавливается движение отжимаемых вод по направлению почти противоположенное инфильтрационному, проявление которого в породах пласта наблюдается в южных блоках месторождения (скв.25,100) и др. Подтверждением существования гидродинамического барьера в пределах площади в виде контакта двух водонапорных режимов является и гидрохимическая обстановка отложений III комплекса, рассматриваемая ниже. Линия контакта элизионных и инфильтрационных вод предположительно проходит по тектоническому нарушению, отделяющему южные блоки от основной части месторождения.

Ясно, что приуроченность месторождения к застойной зоне, формируемой двумя гидродинамическими режимами, обеспечило хорошую сохранность его залежей от вымывания водами углеводородов с нижних отметок складки даже на инфильтрационном этапе развития бассейна. А динамика элизионных вод проявилась в позитивном подпоре упругих сил с северо-востока и наклоне залежей нефти III комплекса, в частности, ХVII и ХVIII пластов. Не учитываемый на стадии эксплуатации месторождения энергетический потенциал элизионной водонапорной системы отрицательно сказался на усилиях производственников при решении вопросов заводнения ХVII пласта с западного крыла складки (скв.31 - 38). Эффективность нагнетательных скважин оказалась нулевой, так как фронт заводнения был направлен против упругой энергии элизионной системы. В 1965 году было установлено резкое снижение пластового давления за короткий период разработки залежи ХVII пласта (около 10% при извлечении 2% нефти от начальных запасов), что объяснялось в работе (О.В.Равдоникас, 1965) изолированностью месторождения от общей водонапорной системы. В действительности же этот достоверный факт в условиях элизионной системы обусловлен естественным отставанием восполняемости пластовой энергии за счет отжимаемого режима при интенсивных темпах отбора жидкости.

Таким образом, гидродинамическая обстановка месторождения определяется следующими особенностями:

- локальным проявлением в разрезе повышенного гидродинамического напора элизионных вод;

- приуроченностью к зоне контакта инфильтрационной и элизионной водонапорных систем.

Актуальность последнего фактора заключается в перспективах детального картирования в районе гидродинамического барьера - этого надежного признака скопления углеводородов.

Пьезометрическая карта месторождения Колендо

Рис. 1

Подземные воды II комплекса обладают малым напорным градиентом, а их естественный режим образуется в условиях пассивного регионального течения вод. Поэтому здесь можно говорить о слабом влиянии гидродинамического напора на небольшие газовые залежи.

Режим дренирования залежей III комплекса более сложен и проявляется на фоне описанных выше естественных гидродинамических режимов, причем начальное давление залежей нефти определялось энергией водонапорных систем. Безусловно, энергетический потенциал элизионной системы на месторождении Колендо выше инфильтрационной и противоположен по направлению, а потому и действие их на залежи неоднозначное. В частности, залежи нефти южных блоков подвержены позитивному подпору инфильтрационных вод с юга, но этот источник энергии в пределах месторождения затухающий.

Дренирование залежей основной части месторождения протекает в условиях замкнутости его водоносных резервуаров и изолированности их от мест возможной разгрузки подземных вод. Для скоплений углеводородов в таких невыдержанных, выклинивающихся пластах характерен замкнуто-упругий водонапорный режим. При отборах нефти пластовое давление очень быстро снижается, а залежь переходит на режим растворенного газа. Поступление отжимающейся из неколлектора воды происходит настолько медленно, что оно не успевает восполнить потерю жидкости из пласта за счет добычи. Но движущаяся сила элизионного напора активна и постоянна во времени, благодаря чему обеспечивается постоянство пьезопроводности коллектора. При применении методов заводнения в таких залежах можно быстро поднять давление (с учетом направления движения напорных вод).

2.4 Нефтегазоносность

Газонефтяное месторождение Колендо расположено в южной части Эспенбергской зоны нефтегазонакопления, соответствующей одноименной мегантиклинали.

Месторождение Колендо открыто в 1961 г. скв.1, в которой при испытании интервала 1411-1455 м (XVII пласт) получен фонтан нефти. Месторождение приурочено к брахиантиклинали, осложненной разрывами.

Залежи нефти и газа связаны с системой пластовых резервуаров в отложениях нижненутовского подгоризонта, представленной чередованием песчаных и глинистых пластов. Коллекторами являются алеврито-песчаные пласты с эффективной мощностью от 0 до 34 м, с пористостью 17-29% и проницаемостью, измеряемой сотнями и первыми тысячами миллидарси. Бурением установлена нефтегазоносность 16 пластов: V-VI, IX-X, XI-XII, XIII, XIV, XVI, XVIa, XVII, XVIIa, XVIII, XVIIIa, XIX, XX, XXa, XXI, XXII.

Пласты с V по XVIa содержат только газовые залежи, в пластах XVII, XVIIa, XVIII содержится как нефть, так и газ, а с XVIIIa по XXII встречены только нефтяные залежи.

Поперечными и диагональными сбросами продуктивные горизонты разбиты на ряд блоков. Всего выделяется 11 продуктивных блоков (I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, X, XI, XII). Наиболее широкий интервал продуктивности (13 продуктивных пластов) отмечается в сводовом блоке (III блок). Блоки северной периклинали (I, II) содержат нефтяные залежи только в XVII пласте. В блоках южной периклинали продуктивны по 2-3 пласта, содержащих залежи нефти. Исключение составляет XVIIa пласт в VII блоке, содержащий залежь газа. Стратиграфическое положение продуктивных пластов в этих блоках закономерно снижается к югу: от XVII-XVIII пластов в блоке IV до XXI-XXII пластов в блоке XII.

Пласты с V по XVIa, а также XVIIIa и XIX продуктивны только в сводовом блоке III, пласт XVIII кроме основной газонефтяной залежи в сводовом блоке содержит также небольшую нефтяную залежь в IV блоке. Пласт XXII продуктивен только в самом южном XII блоке. Остальные пласты (XVII, XVIIa, XX, XXa, XXI) содержат по 5 залежей.

Всего на месторождении открыто 37 залежей, расположенных в интервале глубин от 690 м до 2300 м. По фазовому состоянию среди них выделяются 27 нефтяных, 2 нефтяных с газовой шапкой, 8 газовых.

Залежи месторождения Колендо относятся к группе пластовых, подгруппам сводовых и экранированных. Большая часть залежей относится к полнопластовым, 8 залежей (пласты V-VI, IX-X, XI-XII, XVII - I блок, XIX, XXI - VI, VIII, XII блоки) являются неполнопластовыми (водоплавающие). По типу экрана в ловушке среди залежей выделяются сводовые (13 залежей), тектонически экранированные (22 залежи) и литологически экранированные (2 залежи). По типу ограничения внешнего контура нефте- или газоносности выделяются залежи с дизъюнктивным ограничением (пласты XVII - III, IV блоки, XVIIa - III, IV блоки, XVIII - III блок, XX - VII блок, XXa - X блок, XXI - X блок) и литологическим ограничением (XVIIa -III блок, XVIII - III блок).

По извлекаемым запасам все залежи относятся к мелким. Наиболее крупная газонефтяная залежь XVII пласта в III блоке имеет размеры 4.2 х 2.1 км и площадь нефтегазоносности 7.04 км2. Высоты нефтяных залежей изменяются от 8 до 104 м. Наибольшие их значения (100-124 м) наблюдаются в залежах сводового блока III в пластах XVII, XVIIa и XVIII. Высота сводовой залежи XVII пласта, рассчитанная с учетом газовой шапки и по максимальной отметке ВНК, составляет 176 м. В остальных нефтяных залежах их высоты не превышают 100 м, максимальными значениями (75-87 м) характеризуются залежи, экранируемые разрывами 3, 6 и 11. Высоты газовых залежей изменяются от 4 м (газовая шапка XVIII пласта) до 67 м (XIII пласт).

Все газовые залежи и большая часть нефтяных залежей имеют горизонтальные контакты. Залежи XVII (III и IV блоки) и XVIIa (сводовая и литологически экранированная залежи в III блоке) пластов имеют наклонные контакты. Наибольший перепад в отметках ВНК отмечается для сводовой залежи XVII пласта в III блоке - 80 м, для сводовой залежи XVIIa пласта он составляет 51 м, для двух остальных залежей - 16-18 м. Градиенты наклона контактов изменяются с юга на север для сводовой залежи XVII пласта от 0.9 до 5.4 м на 100 м, для сводовой залежи XVIIa пласта - от 1 до 2.5 м на 100 м.

Разрез, вскрытый на месторождении ниже продуктивной толщи, по распространению потенциальных коллекторов делится на две части. Верхняя, соответствующая верхнепильским отложениям (средний миоцен), содержит песчаные пласты (XXIII, XXIV), характеризующиеся удовлетворительными коллекторскими свойствами: по керну из XXIV пласта пористость до 17%, проницаемость до 84 мД. Пласты вскрыты в ряде скважин (№№ 1, 19, 113, 115, 116, 157, 300), пробуренных вдоль оси структуры в ее присводовой части. При испытании или опробовании пластоиспытателем в процессе бурения получены притоки пластовой воды (скв.19, 116, 300) или разгазированного глинистого раствора (скв.157).

Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов

В разрезе нижненутовского, основного нефтегазосодержащего, горизонта на месторождении Колендо выделено 23 песчано-алевритовых пласта (I-XXII), из которых газовые - V-VI, IX-X, XI-XII, XIII, XIV, XVI, XVIа; нефтяные с газовой шапкой - XVII и XVIII; нефтегазовый - XVIIа; нефтяные - XVIIIа, XIX, XX, XXа, XXI, XXII.

На период до 1 октября 1963 года, когда была произведена оценка запасов месторождения на месторождении пробурено 18 скважин общим метражом 29472 м. При этом керн отобран в 17 скважинах, в которых проходка с отбором керна составила 556 м.

После 1963 года бурение на месторождении было продолжено. Всего на месторождении пробурено 238 скважин общим метражом 406985 м, из которых поисковое, разведочное и параметрическое бурение составило 81250 м, эксплуатационное - 274845 м, нагнетательное 49375 м. Керн отбирался из 68 поисковых, разведочных, параметрических и эксплуатационных скважин. Общая проходка с отбором керна составила 1354,6 м. На основе данных изучения керна составлена таблица 3, где приведены основные геолого-физические характеристики

эксплуатационных объектов по месторождению.

XVII пласт - основной продуктивный пласт месторождения. Характеризуется непостоянством мощности, выклиниванием отдельных песчаных прослоев, значительным изменением коллекторских свойств как по вертикали, так и по латерали. Общая физико-литологическая характеристика пород представлена в таблице 4.

В скважине № 53 керн отобран из средней и подошвенной части пласта (глубина залегания пласта в этой скважине 1482-1520 м). По всем образцам керна отсутствуют результаты определений грансостава, но принимая во внимание имеющиеся данные по физическим свойствам пород, можно сказать, что пласт представлен чередованием хорошо проницаемых пород, с плохо проницаемыми разностями.

В интервале 1501-1506 м и вверху интервала 1509-1513 м отмечаются прослои известковых пород. Значения карбонатности меняются от 18,3 до 31,4% (среднее значение - 25,9%) и, как следствие, ФЕС этих пород значительно понижены: открытая пористость колеблется в пределах от 1,1 до 4,9% (среднее значение - 2,8%). В остальных образцах минимальное значение карбонатности 0,2%, максимальное - 7,6%. Открытая пористость меняется в интервале от 14,6 до 28% (среднее значение - 24,9%), проницаемость - от 25,6 до 820,4*10-3 мкм2 (среднее значение - 247*10-3 мкм2). Низ интервала 1517-1521 м, также представлен образцом известковой породы: значение карбонатности - 25,7%, открытой пористости - 2,6%.

В скважине № 59 глубина залегания пласта 1502-1539 м, а керн отобран в интервале 1504-1539 м. Таким образом, керном охарактеризован почти весь пласт, за исключением 2-х метров от кровли. Только по 10-ти образцам из 44 образцов имеются результаты грансостава. Рассматривая имеющиеся данные по физическим свойствам, можно сказать, что пласт неоднороден по своему составу и представлен чередованием плохо проницаемых разностей, с породами-коллекторами. Породы-коллекторы по имеющимся результатам грансостава, представлены алеврито-песчаниками и песчаниками средне-мелкозернистыми, глинисто-алевритовыми. Содержание глинистой фракции в алеврито-песчаниках составляет 20,9%-22%, открытая пористость - 23,1-23,2%, проницаемость - 18,8-74,7 *10-3 мкм2. В песчаниках глинистость снижается до 8-18,6% (среднее значение - 13,7%). В зависимости от содержания глинистого материала, в широких пределах меняются и ФЕС пород: открытая пористость - от 11,6% (образец с максимальной глинистостью) до 25,5% (среднее значение - 22,6%), проницаемость - от 68,3 до 182,4*10-3 мкм2 (среднее значение - 117,1*10-3 мкм2).

В скважине № 60 керн отобран в интервале 1497-1507 м, глубина залегания пласта в этой скважине - 1480-1513 м.

В интервале 1497-1499 м керн представлен песчаниками мелко- и средне-мелкозернистыми. Глинистость меняется от 10,2 до 21,4%, среднее значение - 16,5%), открытая пористость - от 20,7 до 25,8% (среднее значение - 24,1%), проницаемость - от 154,2 до 313,1*10-3 мкм2 (среднее-252,1*10-3 мкм2).

Ниже по разрезу поднятый керн представлен породами-неколлекторами: известковыми песчаниками (значения карбонатности - 15,6-29,7%), глинами, алеврито-глинами, алевролитами. Проницаемость всех этих типов пород не превышает 0,1*10-3 мкм2.

В скважине № 68 керном охарактеризована кровля и средняя часть пласта. Весь поднятый керн представлен породами-коллекторами, но по большинству образцов нет определений грансостава. Образцы с определенным грансоставом являются алеврито-песчаниками, песчаниками. Содержание глинистой фракции в алевритопесчаниках меняется от 18,4 до 22,6%. Открытая пористость колеблется в пределах от 26,9 до 29,3%, проницаемость - от 70,8 до 254,9*10-3 мкм2. Аналогичные характеристики и у песчаников: глинистость в среднем составляет 16,5%, открытая пористость - 28,7%, проницаемость - 261,2*10-3 мкм2.

В скважине № 129 керном охарактеризована средняя и подошвенная часть пласта (глубина залегания пласта 1511-1552 м), интервал отбора керна 1522-1553 м. Пласт сложен песчаниками с прослоями хлидолитов, алеврито-глин. Общая физико-литологическая характеристика пород представлена в табл. 4.

Таблица 4 - Физико-литологическая характеристика пород

Примечание: в числителе минимальное и максимальное значение, в знаменателе - среднее значение, в скобках - количество определений.

Как видно из таблицы 5, наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают разнозернистые песчаники. Они относятся к коллекторам I и II класса. Песчаники мелкозернистые, средне-мелкозернистые представляют коллекторы III-Б класса.

В скважине № 140 пласт изучен в интервале 1482,5-1499 м, глубина залегания пласта в этой скважине 1480,5-1502 м. Керн также представлен песчаниками средне-мелкозернистыми, реже мелкозернистыми, но наряду с хлидолитами и алеврито-глинами, в прослоях встречаются алевролиты и алеврито-песчаники. Содержание глинистой фракции в песчаниках меняется в интервале от 7,8 до 23,5% (среднее значение - 13,4%), при карбонатности не более 2,9%. В зависимости от глинистости открытая пористость колеблется в пределах от 21,4 до 31,8%, проницаемость - от 11,7 до 986,5*10-3 мкм2.

В алеврито-песчаниках глинистость колеблется более в узком интервале - от 18,7 до 23,9% (среднее значение - 21,5%). Значения открытой пористости меняются от 19 до 23,9%, проницаемости от 3,8 до 35,4*10-3 мкм2. Хлидолиты содержат глинистую фракцию в количестве от 25,3 до 44,9%. Открытая пористость в них колеблется от 11,2 до 24,5%, проницаемость - от 0,2 до 79*10-3 мкм2.

Алевролиты в силу своей повышенной глинистости (24,3-39%) не являются коллекторами: открытая пористость составляет 12,1- 14,8%. Алеврито-глины по своим характеристикам аналогичны выше упомянутым из скважины № 129.

В скважине № 160 керн изучен в интервалах 1528-1538 м и 1542-1550 м, глубина залегания пласта 1513,5-1553 м.

Керн представлен песчаниками с прослоями алеврито-песчаников. Песчаники средне-мелкозернистые, мелкозернистые, глинистоалевритовые. Минимальное значение глинистости составляет -7,4%, максимальное - 18,5% (среднее - 12,6%). Открытая пористость составляет 22,7-25,4% (среднее значение - 22,1%); проницаемость - 30,3-162*10-3 мкм2 (среднее значение - 72,9*10-3 мкм2). Отмечаются два прослоя песчаников средне-мелкозернистых, известковистых (карбонатность 12,3-15,3%), с открытой пористостью - 8,8-11,4%. Алеврито-песчаники по своим физико-литологическим характеристикам аналогичны уже встречавшимся в скважине № 140.

В скважине № 224 керн изучен в интервале 1471-1489 м, глубина залегания пласта 1472-1493 м. По всем образцам керна нет определений гранулометрического состава. Весь поднятый керн, за исключением трех прослоев, представлен породами-коллекторами. Следует отметить наличие некоторой закономерности в улучшении коллекторских свойств вниз по разрезу. В нижней части изученного интервала, преобладают коллектора I класса (проницаемость - 1,1363-1,6604 мкм2), тогда как в верхней и части - коллектора V, IV-б, IV-а, в средней части III-a, III-б, II класса.

Покрышки месторождения Колендо менее охарактеризованы керновым материалом и аналитическими исследованиями, чем продуктивные пласты. В данном разделе приводится краткая литологическая характеристика некоторых разделов.

Изучение покрышек по керновому материалу, показало, что их литологический состав очень неоднороден и представлен чередованием глин, алевритов, алевролитов, песков и песчаников.

Керн из покрышки XVII пласта представлен чередованием алевролита и глины. Алевролит песчано-глинистый с включениями мелких обуглившихся остатков, с тонкими прослойками (1-3 мм) песка. Глина песчанистая, очень плотная, с обуглившимися растительными остатками и с прослоями песка.

Одним из решающих факторов, определяющих экранирущие качества покрышки, является ее общая мощность. Мощности покрышек над газовыми залежами месторождения Колендо, меняются в пределах от 20 до 60 м. Отмечается тенденция увеличения общих мощностей покрышек в северо-восточном направлении и их уменьшении на южной части периклинали. Покрышки, сохраняющие нефтяные и газонефтяные залежи, имеют мощность в пределах от 18 до 89 м.

В отличие от покрышек газоносной части разреза, в которых отмечаются все разности обломочных пород, в керне из покрышек нефтеносной части разреза отсутствуют алевриты и углистые прослои. Также для покрышек над нефтяными залежами, характерно увеличение степени уплотненности глин и уменьшение мощностей проницаемых прослоев, которые меняются в пределах от 0 до 9 м, вследствие чего их экранирующие свойства выше, чем в покрышках газоносной части продуктивного разреза.

2.5 Физико-химическая характеристика нефти и газа

Исследование свойств и состава пластовых и сепарированных нефтей выполнено в лаборатории института СахалинНИПИморнефть и представлено в таблицах 6 и 7.

Большинство данных, полученных при исследовании пластовых и сепарированных нефтей уже были использованы при первом подсчете запасов месторождения.

Результаты исследования пластовых проб характеризуют свойства нефтей лишь в залежах XVII (блоки II и III), XVIII, XVIIIa и XXI пластов. По другим залежам месторождения отбор проб и исследование свойств пластовых нефтей не проводились.

Отбор глубинных проб нефтей производился пробоотборниками ПД-3. Исследования нефти в пластовых условиях выполнены на установке УИПН-2.

Отбор проб дегазированной нефти производился после сепаратора. Исследования свойств сепарированной нефти проводились согласно действующим ГОСТ и методикам на такого рода исследования.

При обработке данных исследования глубинных проб нефти было установлено, что величины давления насыщения занижены и не соответствуют начальным пластовым условиям.

Имея опыт разработки сахалинских месторождений, для которых общим правилом является равенство величин пластового давления и давления насыщения, т.к. они, в основном, характеризуются режимом растворенного газа, вряд ли возможно допустить, что в залежах месторождения Колендо отсутствует термодинамическое равновесие.

Причину заниженных давлений насыщения по сравнению с давлением насыщения в пласте, видимо, следует искать как в конструктивной особенности пробоотборников ПД-3, что было подтверждено экспериментальными исследованиями, так и изменениями произошедшими при хранении проб в длительном контакте с водой.

Свойства сепарированных нефтей месторождения изменяются в соответствии со свойствами пластовых (см. таб. № 6). Плотность нефти в III блоке изменяется в пределах 875-894.4, во II - 925.6 кг/м3, вязкость - 7.00-13.54 и 51.29 МПа*с соответственно. Нефти содержат незначительное количество легких фракций, начинают кипеть при температурах 86-1370С, выход фракций до 3000С составляет 41-57%. Максимальным количеством акцизных смол - 44% и серы -0.50%отличаются нефти во II блоке. В III блоке нефти содержат меньше акцизных смол 20-32%и серы 0.20-0.34%.

Вывод: Несомненно, геологические особенности строения месторождения оказали большое влияние на формирование водонапорной системы:

Непостоянство вещественного состава проницаемых толщ, частое выклинивание и замещение песчаных пород глинами, оказало влияние на изменение величин пьезопроводности в СВ и ЮЗ частях месторождения и обусловило основное направление фильтрационных потоков .

Геометрия залежи, вызванная условиями ее формирования также определила направление движения элизионных вод.

Тектоническое строение месторождения, повлиявшее на формирование гидродинамического барьера между двумя противоположнонаправленными водонапорными системами.

Эти значимые факторы, не принятые во внимание специалистами на начальном этапе, отрицательно сказались на темпах разработки месторождения, а в дальнейшем привели к значительным капиталовложениям, направленным на развитие и корректировку системы заводнения по пути ее усиления с целью повышения эффективности.

Возможно, это произошло в связи с недостаточной геологической изученностью месторождения на тот момент времени.

Таблица 5 - Свойства сепарированных нефтей

Таблица 6 - Свойства сепарированного газа

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Технологические показатели вариантов разработки

Расчеты технологических показателей вариантов разработки произведены по каждой залежи, входящей в эксплуатационный объект. Показатели разработки по эксплуатационному объекту и месторождению в целом определены путем суммирования.

Залежи ХVII+XVIIа пластов находятся в поздней стадии разработки. Заводнением охвачена залежь III блока. Текущий коэффициент нефтеизвлечения целом по эксплуатационному объекту составил 0.520. Предполагаются два варианта разработки: с поддержанием и без поддержания пластового давления.

Первый вариант предусматривает разработку залежей при сложившейся системе воздействия существующим фондом скважин. Проектный уровень добычи составит 46.1 тыс. т/год при годовом темпе отбора 0.4 % от начальных и 12.8 % от текущих извлекаемых запасов.

Обводненность продукции - 95.7 %, фонд добывающих скважин - 30, нагнетательных - 24. В процессе разработки происходит увеличение обводненности; при снижении отборов жидкости (со 1070 до 921 тыс. т/год) годовой отбор нефти уменьшается с 46.1 до 34.5 тыс. т.

За рентабельный период будет добыто 360 тыс. т нефти, 8887 тыс. м3 воды и 33.0 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 10248 тыс.м3 воды. В процессе эксплуатации в результате обводнения происходит выбытие добывающих скважин. На конец проектируемого периода фонд добывающих скважин составит 28, нагнетательных - 21.

За весь период разработки планируется извлечь 11194 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 96.3%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.537. С начала процесса будет закачано 48277 тыс.м3 воды.

Второй вариант предусматривает прекращение закачки воды в пласт с 1999г. Динамика отборов продукции типична первому варианту, но отличается темпопадения годовой добычи нефти.

За рентабельный период годовая добыча уменьшится: по нефти с 46.1 до 17.6 тыс. т, по жидкости с 1070 до 413 тыс. т. За рентабельный период будет добыто 287 тыс. т нефти, 6799 тыс. м3 воды и 23 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 3593 тыс. м3 воды.

За весь период разработки планируется извлечь 11121 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 95.7 коэффициент нефтеизвлечения - 0.534. С начала процесса будет закачано 41622 тыс.м3 воды.

Залежи XVIII пласта находятся в поздней стадии разработки. Заводнением охвачена залежь III блока. Текущий коэффициент нефтеизвлечения целом по эксплуатационному объекту составил 0.399.

Предусматривается осуществление разработки залежей при сложившейся системе разработки существующим фондом скважин.Проектный фонд добывающих скважин - 5, нагнетательных - 3.

За рентабельный период годовая добыча уменьшится: по нефти с 2.8 до 1.9 тыс. т, по жидкости с 66 до 52 тыс. т, что обусловлено выбытием скважин. За рентабельный период будет добыто 21 тыс. т нефти, 530 тыс. м3 воды и 2 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 395 тыс. м3 воды.

За весь период разработки планируется извлечь 936 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 96.5%, коэффициент нефтеизвлечения -0.408. С начала процесса будет закачано 1217 тыс. мЗ воды.

Нефтяная залежь XVIIIа пласта разрабатывается на естественном режиме четырьмя скважинами. Достигнутый коэффициент нефтеизвлечения составил 0.341, обводненность продукции - 95.3%.Рассмотрен один вариант разработки.

За рентабельный период будет добыто 25 тыс. т нефти, 418 тыс. м3 воды и 4 млн. м3 попутного газа. За весь период разработки планируется извлечь 290 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 96.5%, коэффициент нефтеизвлечения 0.373.

По залежам ХХ+ХХа пластов рассмотрено три варианта разработки, отличающиеся степенью вовлечения запасов нефти и типом заканчивая скважин.

VII блок разрабатывается скв. № 209, расположенной вблизи водонефтяного контакта.

Вариант 1 проектный период составит 3 года, за это время будет добыто 0.7 тыс. т нефти, конечная нефтеотдача составит 0.15.

Вариант 2 предусматривает бурение скважины в сводовой части пласта с вертикальным заканчиванием обоих пластов.

За рентабельный период будет добыто 24 тыс. т нефти, 9 тыс. м3 воды и 3 млн. м3 попутного газа. За весь период разработки планируется извлечь 59 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 45.8%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.249.

Вариант 3 предусматривает бурение скважины в сводовой части пласта с горизонтальным заканчиванием только XX пласта.

За рентабельный период будет добыто 29 тыс. т нефти, 19 тыс. м3 воды и 3 млн. м3 попутного газа. За весь период разработки планируется извлечь 64 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 69.1%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.268.

Залежь VIII блока в разработке не участвовала.

Вариантами разработки предусматривается аналогичное вскрытие пластов, как и по залежи VII блока.

Отбор нефти по варианту 2 составит 32 тыс. т при нефтеотдаче 0.266, по варианту 3 - соответственно 21 и 0.175.

По залежам XXI пласта рассмотрено два варианта разработки, отличающиеся типом заканчивая скважин.

VIII блок разрабатывается скв. № 239, расположенной вблизи водонефтяного контакта. Размеры залежи и запасы не позволяют по экономической целесообразности бурение скважин. Рассмотрен один вариант разработки существующей скважиной. За проектный период будет добыто 16 тыс. т нефти, 48 тыс. м3 воды и 2 млн. м3 попутного газа. За весь период разработки планируется извлечь 83 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 81.1%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.363.

X блок разрабатывается скв. № 242, расположенной вблизи водонефтяного контакта. Вариантами предусматривается доразработка залежи существующей скважиной и бурением горизонтальной скважины. Отбор нефти по варианту 1 составит 70 тыс. т при нефтеотдаче 0.321, по варианту 2 - соответственно 95 и 0.435.

XI блок разрабатывается скв. № 244, расположенной в сводовой части структуры. По рассматриваемому варианту накопленный отбор нефти; составит 33 тыс. т при нефтеотдаче 31.6.

В целом по месторождению рассмотрено шесть вариантов разработки

Вариант 1 (базовый) предусматривает разработку залежей существующим фондом скважин при сложившейся системе.

Проектный фонд скважин: нефтяных - 43, нагнетательных 27. Проектный уровень добычи составит 65.3 тыс. т/год при годовом темпе отбора 0.5 % от начальных и 17.7 % от текущих извлекаемых запасов. Обводненность продукции - 94.6. В процессе разработки происходит увеличение обводненности; при снижении отборов жидкости (со 1216 до 1084 тыс. т/год) годовой отбор нефти уменьшается с 65.3 до 43.3 тыс. т. На конец проектируемого периода фонд добывающих скважин составит 37,нагнетательных - 24. За рентабельный период будет добыто 368 тыс. т нефти, 6449 тыс. м3воды и 41 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 8418 тыс. м3 воды.

За весь период разработки планируется извлечь 12649 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 96.0%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.500. С начала процесса будет закачано 47269 тыс.мЗ воды.

Вариант 2 предусматривает разработку основных эксплуатационных объектов XVII - XVIIIa пластов при сложившейся системе, и бурение скважин в 1998 - 1999 гг. на залежи XX и XXI пластов. Проектный фонд скважин: нефтяных - 46, нагнетательных 27. Проектный уровень добычи составит 69.4 тыс. т/год при годовом темпе отбора 0.5 % от начальных и 12.3 % от текущих извлекаемых запасов. Период проектного уровня 1 год.

В процессе разработки происходит увеличение обводненности; при снижении отборов жидкости (со 1216 до 1033 тыс. т/год) годовой отбор нефти уменьшается с 65.3 до 44.1 тыс. т. На конец проектируемого периода фонд добывающих скважин составит 39, нагнетательных -23.

За рентабельный период будет добыто 566 тыс. т нефти, 10721 тыс. м3 воды и 64 млн. м попутного газа; в пласт будет закачано 11727 тыс. м3 воды.

За весь период разработки планируется извлечь 12847 тыс. т нефти,

при этом обводненность достигнет 95.7%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.508. С начала процесса будет закачано 49205 тыс.м3 воды.

Вариант 3 аналогичен варианту 2, отличается тем, что новые скважины имеют горизонтальный тип заканчивания. Проектный фонд скважин: нефтяных - 46, нагнетательных 27. Проектный уровень добычи составит 70.5 тыс. т/год при годовом темпе отбора 0.5 % от начальных и 13.5 % от текущих извлекаемых запасов. Период проектного уровня 1 год.

За рентабельный период будет добыто 521 тыс. т нефти, 9739 тыс. м3 воды и 59 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 10642 тыс. м3 воды.

За весь период разработки планируется извлечь 12802 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 95.7%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.506. С начала процесса будет закачано 49493 тыс.м3 воды.

Вариант 4 аналогичен варианту 3, отличается прекращением закачки воды в основную залежь XVII+XVIIa пластов.

Проектный фонд скважин: нефтяных - 46, нагнетательных 3.

Проектный уровень добычи составит 66.6 тыс. т/год при годовом темпе отбора 0.5 % от начальных и 14.9 % от текущих извлекаемых запасов. Период проектного уровня 1 год.

За рентабельный период будет добыто 448 тыс. т нефти, 7679 тыс. м3 воды и 49 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 3936 тыс. м3 воды.

За весь период разработки планируется извлечь 12729 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 94.8%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.503. С начала процесса будет закачано 42838 тыс.мЗ воды.

Вариант 5 предусматривает технологию разработки варианта 4, но со сменой способа эксплуатации скважин (переход с компрессорного способа на ЭЦН). Технологические показатели соответствуют варианту 4. За рентабельный период будет добыто 125 тыс. т нефти, 2284 тыс. м3 воды и 15 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 2512 тыс. м3воды.

За весь период разработки планируется извлечь 12406 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 95.0%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.490. С начала процесса будет закачано 41363 тыс.мЗ воды

Вариант 6 аналогичен варианту 1, предусматривает реализацию бурения скважин на ХХ-XXl пласты путем забуривания вторым стволом с горизонтальным заканчиванием. Для этой цели используются скв. № 209 (XX пласт Vl| блока) и скв. № 242 (XXI пласт X блока) (см. табл. 8, 9).

Проектный фонд скважин: нефтяных - 43, нагнетательных 27.

Проектный уровень добычи составит 65.3 тыс. т/год при годовом темпе отбора 0,5 % от начальных и 13.1 % от текущих извлекаемых запасов. Период проектного уровня 1 год. За рентабельный период будет добыто 497 тыс. т нефти, 9721 тыс. м3 воды и 57 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 10642 тыс. м3 воды. За весь период разработки планируется извлечь 12778 тыс. т нефти, при этом обводненность достигнет 95.9%, коэффициент нефтеизвлечения - 0.505. С начала процесса будет закачано 49493 тыс.мЗ воды.

3.2 Технико-экономические показатели вариантов разработки

Технико-экономическиепоказатели вариантов разработки месторождения Колендо определены в соответствии с требованиями 'Типовой методики определения экономической эффективности капитальных вложений', а также 'Методического положения...' [М.,1989].

Экономическая оценка доразработки месторождения выполнена в соответствии с общепринятыми в мировой практике принципами оценки эффективности проектов и проведена с целью выбора наиболее эффективной системы доразработки и учета интересов нефтедобывающего предприятия и государства.

В качестве критерия эффективности при выборе вариантов использована система экономических показателей деятельности предприятия в условиях рыночной экономики с учетом платежей и налогов, предусмотренных действующим законодательством в области налогообложения.

В качестве основных экономических показателей приняты:

- дисконтированный поток наличности при норме дисконта - 15%;

- срок окупаемости капитальных вложений;

- индекс прибыльности.

Для оценки принятых решений по вариантам доразработки месторождения определены капитальные вложения и эксплуатационные затраты.

В расчетах капитальных вложений учтена потребность в оборудовании и обустройстве новых скважин УЭЦН. Предусмотрено использование существующих промысловых объектов. Во всех вариантах учтены затраты на ликвидацию выбывающих скважин.

При определении капитальных вложений использована статистическая отчетность по НГДУ 'Оханефтегаз' и проектно-сметная документация в стоимости скважин и их обустройстве, а также разработанные авторами в 1991 г. Нормативы удельных затрат в добыче нефти по месторождениям Северного Сахалина. Базовая стоимость строительства скважин (согласно проектно-сметной документации на строительство скважин) равна по вертикальным - 557 тыс.руб., а по горизонтальным - 1200 тыс.руб. Стоимость скважин скорректированна на текущий индекс удорожания буровых работ, равный 7823. Основой для определения себестоимости добычи нефти послужили отчетность по НГДУ 'Оханефтегаз' и месторождению Колендо за 9 месяцев 1996 г. Удельные показатели эксплуатационных затрат в добыче нефти определены в средних ценах за 9 месяцев 1996 г. с последующей индексацией на сентябрь 1996 г.

Амортизация скважин и прочих основных фондов рассчитана по действующим нормам на реновацию.

При технико-экономических расчетах вариантов разработки с учетом налогообложения были учтены в составе эксплуатационных расходов, помимо текущих затрат, следующие основные выплаты (%% от цены на нефть за вычетом налога на НДС):

- плата за недра- 6%;

- отчисления

- на воспроизводство минерально-сырьевой базы - 10%;

- отчисления в территориально- дорожный фонд - 2.4%;

- акцизный сбор (за сентябрь)- 55.193 тыс. руб/тн.

От фонда оплаты труда исчислялись следующие платежи:

- государственный фонд занятости -2%

- фонд социального страхования -5.4%

-фонд медицинского страхования -3.6%

- пенсионный фонд -28%

Из прибыли вычитались следующие платежи в бюджет:

- налог на имущество -2%

- налог на содержание жилищного фонда -1.5%

- налог на прибыль -35%

Оценка продукции производилась по действующей на 1.09.96 г. цене реализации на нефть (без налога на добавленную стоимость) - 587.1 тыс. руб./тн.

Поскольку капитальные вложения и полученная от них прибыль различаются во времени, то расчеты экономической эффективности обустройства выполнены с учетом фактора времени. Коэффициент дисконтирования (Ен) при расчете интегрального эффекта показывает минимальный уровень рентабельности, ниже которого считается нецелесобразным инвестирование капитала. В расчетах Ен принят равным 0.15.

При положительном значении интегрального эффекта рентабельность инвестиций в обустройство превышает фиксированный коэффициент дисконтирования. При интегральном эффекте равном 0 рентабельность обустройства месторождения равна принятой норме дисконта. Таким образом, варианты обустройства месторождения, при котором интегральный эффект имеет положительное и нулевое значение, могут считаться приемлемыми.

Результаты экономических оценок вариантов разработки месторождения приведены в табл. 11-16.

Сравнение вариантов доразработки месторождения производилось по основному показателю эффективности - накопленному дисконтированному потоку наличности (NPV), определяющему выбор рекомендуемого варианта.

Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение NPV за проектный срок разработки. Расчет NPV дает ответ об эффективности варианта в целом.

Дисконтированный поток денежной наличности - сумма прибыли от реализации, амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения, определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году:

NPV - дисконтированный поток денежной наличности;

Пt - прибыль от реализации в t - ом году;

At - амортизационные отчисления в t - ом году;

Kt - первоначальные инвестиции в разработку в t - ом году.

Сводные технико-экономические показатели вариантов разработки приведены в табл. 10. По всем вариантам доразработки месторождения с учетом налогов рентабельный срок разработки изменяется от 2 до 10 лет, накопленная добыча нефти - от 125 до 566 тыс. т, дисконтированный поток наличности от 1894.8 до 16272.2 млн. руб.

Наиболее предпочтительным к дальнейшей разработке является вариант 6, предусматривающий сохранение существующей системы разработки с реализацией бурения скважин на XX-XXI пласты путем забуривания второго ствола с горизонтальным заканчиванием и характеризующийся следующими технико-экономическими показателями:

- проектный фонд скважин: нефтяных - 43, нагнетательных 27;

- проектный уровень добычи составит 64.3 тыс. т/год;

- накопленная добыча нефти за рентабельный период (9 лет) составит 497 тыс.т. при дисконтированном потоке наличности 16,27 млрд. руб.;

- за весь срок разработки (20 лет) - 844 тыс.т и 14,01 млрд. руб. соответственно.3.

Таблица 7 - Характеристика основного фонда скважин

Таблица 8 - Характеристика основных показателей разработки по отбору нефти и жидкости (Вариант 6)

Таблица 9 - Технико-экономические показатели основных вариантов разработки по месторождению Колендо

4. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОЛЕНДО

4.1. Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки

Нефтяные залежи ХVII+ХVIIа пластов разрабатываются с 1962 г. с применением методов поддержания пластового давления.

Залежи находятся в завершающей стадии разработки и разработка их характеризуется низкими темпами годовых отборов нефти при высокой обводненности (см рис. 3).

В результате пересчета запасов углеводородов по состоянию на 1.01.2005 г. произошли следующие изменения с ранее принятыми при проектировании (см. таб. 10).

Таблица 10

Основной фонд скважин (89 скважин, в том числе 24 нагнетательная) был пробурен в течение 1962 - 1968 гг.

Продолжавшееся до 1980 гг. эксплуатационное бурение скважин было обусловлено заменой скважин выбывших по техническим и геологическим причинам.

Текущее состояние фонда (на 1.01.2002 г.) представлено в табл.18

- в добывающем фонде находились 33 действующие скважины;

-в нагнетательном фонде - 23 действующие скважины.

Залежь II блока в настоящее время в разработке не участвует по причине выбытия скважин из эксплуатации из-за обводнения. За анализируемый период среднесуточный дебит одной скважины по нефти уменьшился с 6.2 до 4.1 т/сут при практически постоянном дебите по жидкости, что связано с выбытием из эксплуатации высокообводненных скважин по разным причинам. Распределение фонда скважин по дебиту и обводненности приведено в табл. 19.

Обводненность добываемой продукции увеличилась с 93.8 в 1989 г. до 95.6% в 2005 г. при газовом факторе 83 - 92 м3/т. Годовые отборы нефти в течение 1989 - 1995 г. уменьшились с 84.3 до 47.8 тыс. т., как за счет сокращения действующего фонда скважин, так и роста обводненности добываемой продукции (рис. 3).

Годовой темп отбора нефти за 2005 г. составил 0.2% от начальных и 0.5% от текущих балансовых запасов. За весь период разработки из залежей добыто 10834 тыс. т нефти, 23797 тыс. м3 воды и 1568 млн. м3 попутного газа. Текущая нефтеотдача составила 52%.

Характер дренирования отдельных участков залежи наглядно представлен на Карте разработки месторождения по состоянию на 1.01.2005 г. Г.П. _____

Таблица 11 - Состояние фонда скважин на 01.01.2002 г.

Таблица 12 - Распределение фонда скважин по дебиту и обводненности по состоянию на 1.01.2005 г.

Наибольшие величины отбора жидкости отмечаются по скважинам, расположенным на западном крыле структуры, наименьшие - на южной (V блок) и северной (II блок) периклинали.

В пласт закачано с начала разработки 38029 тыс. м3 воды при годовой закачке за 2005 г. 1213.5 тыс. м3. Дополнительно за счет ППД добыто 3696.6 тыс. т нефти, в том числе за 2004 г - 20.4 тыс. т. Баланс отбора и закачки - положительный. Текущее пластовое давление составляет 11.7 МПа при начальном 15.5 Мпа.

Нефтяные залежи XVIII пласта разрабатываются с 1964 г.

Залежь IV блока практически не разрабатывалась.

Залежь III блока находится в завершающей стадии разработки, характеризующейся низкими темпами годовых отборов нефти при высокой обводненности.

Основной фонд скважин по XVIII пласту (25 скважин, в том числе 3 нагнетательных) был пробурен в течение 1965 - 1968 гг.

Продолжавшееся до 1980 гг. эксплуатационное бурение скважин было обусловлено заменой скважин, выбывших по техническим и геологическим причинам. Всего на залежь пробурено 58 добывающих и 6 нагнетательных скважин, табл. 18

Залежь разрабатывается преимущественно совместно с XVII пластом.

По состоянию на 1.01.2005 г.:

- в добывающем фонде находились 5 действующих скважин;

- в нагнетательном фонде - 2 действующие скважины.

За анализируемый период среднесуточный дебит одной скважины изменился с 2.4 до 1.7 т/сут по нефти и с 14.3 до 39.3 т/сут по жидкости.

Обводненность добываемой продукции увеличилась с 83.4 в 1989 г. до 95.6% в 2005 г. при практически постоянном газовом факторе.

Годовые отборы нефти в течение 1989 - 2005 г. уменьшились с 7.4 до 3.0 тыс. т., как за счет сокращения действующего фонда скважин, так и за счет роста обводненности добываемой продукции, рис. 4, Годовой темп отбора нефти за 2004 г. составил 0.1% от начальных и 0.2% от текущих балансовых запасов. За весь период разработки из залежей добыто 915 тыс. т нефти, 928 тыс. м3 воды и 153 млн. м3 попутного газа.

Текущая нефтеотдача составила 39.9%, а по залежи III Тектонического блока - 41.7%.

В пласт закачано с начала разработки 822 тыс. м3 воды при годовой закачке за 2005 г. 36.6 тыс. м3.

Дополнительно за счет ППД добыто 56.8 тыс. т нефти, в том числе за 2004 г- 1.4 тыс. т. нефти.

Текущее пластовое давление составляет 9.2 МПа при начальном 16.5 МПа. Технологические показатели разработки представлены на рис. 4. Пласты XVIIIa, XIX, ХХ+ХХа и XXI разрабатываются на естественном режиме. Достигнутая величина нефтеизвлечения по пластам изменяется от 12.2 до 33.5 % и зависит от степени охвата залежи фондом скважин.

В целом по месторождению добыто 12281 тыс. т нефти, 25637 тыс. м3 воды и 1831 млн. м попутного газа. Текущая нефтеотдача составила 48.5%.

Основные показателей разработки месторождения представлены в табл. 13, динамика основных показателей разработки приведена на рис 2, Г.П. ____

Рис. 2

Рис. 3

Рис. 4

4.2 Анализ состояния выработки запасов пласта XVII + XVIIa

Оценка выработки запасов нефти производилась на разных стадиях разработки, преимущественно по нефтяным залежам XVII+XVIIa пластов, объединенных в один эксплуатационный объект. Исследования осуществлялись по геолого-промысловым данным (замеры обводненности продукции скважин, потокометрия, результаты изоляционных работ и бурения резервных скважин). Построение карт остаточных нефтенасыщенных толщин осуществлено с использованием зависимости обводненности и перфорированной толщины пласта. Определение коэффициента охвата заводнением выполнено по методике ВНИИ с использованием карт толщин и изохрон обводнения.

По состоянию на 1.01.1981 г. текущая обводненность добываемой продукции составляла 82.3%, то есть к этому моменту залежи основного объекта разработки по площади были практически обводнены. В анализируемый период резко сокращен объем геолого-промысловых работ. Основными видами исследования являются замеры дебитов скважин и единичные замеры пластовых давлений.

В течение 1990 - 1994 гг. на площади осуществлялось бурение эксплуатационных скважин, а также проводились работы по изоляции обводнившихся интервалов и по перестрелу, дострелу интервалов пласта.

Учитывая факт, что в настоящее время разработка залежи осуществляется стягивающим рядом добывающих скважин, оценка коэффициентов нефтеизвлечения и охвата в заводненной зоне произведена по объему пласта.

Для определения заводненного объема пласта использован метод материального баланса. Конечный коэффициент нефтеизвлечения по объекту составит 0.58 при охвате процессом 0.707.

Для изучения состояния выработки запасов нефти XVII+XVIIa пластов были использованы участки, границы которых были проведены по линиям нагнетательных рядов скважин, а также по границам блоков (см. Г.П.____ ).

Результаты расчетов так же приведены в табл. 22 и рис.6.

Анализ полученных результатов свидетельствует о том, что основные остаточные запасы нефти залежей XVII+XVIIa пластов сконцентрированы в пределах участков 2 (II блок), 3, 4, 5 (северная часть блока III), 8 (восточная часть блока III), 12 (южная часть блока III), 13 (блок IV) и 14 (блок V).

Изучение выработки запасов по пропласткам не производилось в связи с тем, что при пересчете запасов нефти и газа подсчетные планы составлены отдельно по каждому пласту, а также недостаточный объем геолого-промысловых данных. Однако, учитывая результаты геофизического материала скважин, пробуренных в последнее время, а также результаты предыдущих анализов разработки местородения следует отметить, что XVIIa пласт и подошвенная часть XVII пласта характеризуются низкой степенью выработки запасов.

По залежи III блока XVIII пласта текущий коэффициент охвата заводнением составил 0.562 и объясняется геолого-физической характеристикой пласта (неоднородность, физико-химические свойства нефти), а также условиями разработки.

Замечено,что XVIII пласт разрабатывался более высокими темпами годовых отборов, рис.6, чем залежи XVII+XVIIa пластов. Основные извлекаемые запасы нефти (60%) отобраны за 1964-1969 гг. Динамика показателей разработки на данном этапе типична для залежей, разрабатываемых на естественном режиме. Начатое с 1980 г. очаговое заводнение способствовало стабилизации годового темпа падения добычи нефти. Однако, превращение в 1993 г.XVII+XVIIIa+XVIII пластов в единый эксплуатационный объект наложило определенный отпечаток в учете продукции скважин по пластам рис. 4.

Таблица 13 - Достигнутые величины нефтеотдачи и охвата заводнением ( по состоянию на 1.01.2002 г.)

Рис. 5 - Оценка эффективности процесса разработки

Развитие системы заводнения залежи ХVII+ХVIIа пластов по пути ее усиления и повышения эффективности происходило в следующие этапы:

1965 - 1969 гг.- приконтурное заводнение;

1969 - 1981 гг. - приконтурное + осевой разрезающий ряд;

1981 - 1991 гг. - осевой + поперечные разрезающие ряды нагнетательных скважин;

1991 - по настоящее время - изменение направлений фильтрационных потоков жидкости (ИНФП), рис. 6, Г.П.____

По залежи XVIII пласта в 1966-1973 гг. осуществлялось приконтурное заводнение. Технологический эффект составил 15.6 тыс. т. В связи с низкой эффективностью процесса закачка была прекращена и возобновлена в 1982 г (очаговое заводнение). Технологическая эффективность воздействия с начала разработки по залежам месторождения составила 3766.9 тыс. т нефти или 16.3% от начальных балансовых запасов обоих объектов.

Таблица 14 - Расчетные зависимости для определения эффективности мероприятий по регулированию процесса разработки

Нефтяные залежи XVIIIa, ХХ+ХХа и XXI пластов разрабатываются на естественном режиме, преимущественно на режиме растворенного газа. Достигнутые величины нефтеизвлечения составили 10.5 (VI блок ХХ+ХХа пласты) - 34.1% (XVIIIа пласт). Различие в коэффициентах нефтеизвлечения объясняется плотностью сетки скважин и местоположением скважин на структуре

Согласно технико-экономическим расчетам, раздел 3, основные остаточные запасы нефти сконцентрированы в залежах ХVIIIа пласта, ХХ+ХХа пластов (VII и VIII блоки) и XXI пласта Х блока.

На основании проведенного анализа разработки можно сделать следующие выводы:

Как видно из рис. 7, Г.П.____ характеристики вытеснения показывают высокую активность системы заводнения месторождения Колендо. В процессе разработки залежи выяснилось, что повышенная вязкость нефти месторождения не оказала решающего влияния на характеристику вытеснения; однако переход к более активной системе способствовал улучшению характеристики вытеснения данной залежи и позволил сохранить высокие темпы разработки в течение всего периода разработки.

Показатели разработки месторождения по пластам за анализируемый период ХVII+ХVIIа пласт

1. Текущая нефтеотдача изменяется от 39.6 до 57% при коэффициенте использования извлекаемых запасов 0.904 - 0.983.

Неравномерность в выработке запасов нефти объясняется различной интенсивностью системы воздействия в II, IV и V блоках.

Залежь II блока в настящее время в разработке не участвует по причине выбытия фонда скважин из-за обводнения и технического состояния.

Анализ выработки запасов свидетельствует о том, что основные остаточные запасы нефти, помимо указанных выше блоков, сосредоточены в северной, восточной и южной части структуры III блока.

Кроме того, XVIIа пласт и подошвенная часть XVII пласта характеризуются низкой степенью выработки запасов нефти.

2. За весь период воздействия на залежи дополнительно добыто 3696.6 тыс. т нефти. Основной прирост получен за счет приконтурного и осевого разрезающего нагнетательного ряда. В настоящее время основной прирост добычи нефти осуществляется за счет блоковой системы разработки с проведением мероприятий по смене направлений фильтрационных потоков жидкости путем изменения объемов нагнетания.

3. Разработка залежей за 1990 - 2005 гг. характеризуется следующими показателями: при общем снижении в этот период добычи жидкости отмечается падение добычи нефти с 84.3 до 47.8 тыс.т и рост обводненности продукции с 93.8 до 95.6%. Объемы нагнетания рабочего агента в течение 1991-2005 гг. практически постоянны. Снижение отбора жидкости обусловлено выбытием скважин из эксплуатации по техническим причинам и снижением коэффициента использования скважин.

4. Основным направлением в области разработки является проведение мероприятий по смене фильтрационных потоков жидкости путем изоляции обводнившихся пропластков, дострелов и перестрелов пластов, переноса фронта нагнетания.

Рис. 6

Рис. 7

Таблица 15 - Эффективность воздействия на пласт

XVIII пласт

1. Текущая нефтеотдача изменяется от 18.7 до 41.6% при коэффициенте использования извлекаемых запасов 0.872-0.973.

Неравномерность в выработке запасов нефти объясняется различием в системе разработки. Основные остаточные запасы нефти сконцентрированы в IV блоке.

2. За весь период воздействия дополнительно добыто 70.3 тыс. т нефти. Основной прирост нефти получен за счет очагового заводнения (56.8 тыс. т).

3. Разработка залежей за 1990 - 1995 гг. характеризуется следующими показателями: при общем снижении в этот период добычи жидкости и объемов нагнетания отмечается падение добычи нефти с 7.4 до 3.0 тыс. т и рост обводненности продукции с 83.4 до 95.6%.

Снижение отбора жидкости обусловлено выбытием скважин из эксплуатации по техническим причинам и снижением коэффициента использования скважин.

Следует отметить, что из 5 действующих скважин 4 эксплуатируются совместно с ХVII+XVIIа пластами. Возможно, неправильный учет продукции является основной причиной снижения годовой добычи.

Необходимо проведение работ по изоляции XVII+XVIIа пластов

ХVIIIа пласт

1. Текущая нефтеотдача составила 34.1% при коэффициенте использования извлекаемых запасов 0.761.

2. Разработка залежей за 1990 - 2005 гг. характеризуется следующими показателями: при общей стабилизации годовых объемов добычи жидкости отмечаются практически постоянные отборы нефти 3.1 - 4.4 тыс.т и рост обводненности продукции с 87.6 до 95.3%, что обеспечено бурением резервных скважин.

3. Доразработку залежи рекомендуется осуществлять существующим фондом скважин.

ХХ+ХХа пласты

1. Текущая нефтеотдача изменяется от 10.5 до 30.8%.

Залежи нефти VI, VIII, VII, Х и XI блоков в разработке не участвуют по причине выбытия фонда скважин из-за их обводнения

Основные остаточные запасы нефти сосредоточены в VII и VIII блоках.

2. Действующий фонд скважин не в состоянии решить задачи выработки остаточных запасов нефти в VII, VIII блоках. Для их выработки требуется бурение дополнительных скважин.

XXI пласт

1. Текущая нефтеотдача изменяется от 4.8 до 29.1%.

Залежи нефти VI и XI блоков в разработке не участвуют по причине выбытия фонда скважин из-за их обводнения

Основные остаточные запасы нефти сосредоточены в VIII и Х блоках.

2. Разработка залежей за 1990 - 2005 гг. характеризуется ростом годовых объемов добычи нефти и жидкости, что обусловлено бурением скважин.

3. Действующий фонд скважин не в состоянии решить задачу выработки остаточных запасов нефти в Х блоке. Дальнейшую разработку залежей VII и XII блоков рекомендуется продолжить существующим фондом скважин.

4.4 Выделение эксплуатационных объектов

В настоящее время пласты объединены в 7 эксплуатационных объектов: ХVII+XVIIа, XVIII, ХVIIIа, XIX, ХХ+ХХа , XXI и XXII, из которых первый является основным. Практически все объекты находятся на поздней стадии разработки и характеризуются относительно высокой степенью выработки запасов и обводненности.

Рекомендуется оставить существующие на месторождении объекты разработки без изменения.

4.5 Выбор расчетных вариантов разработки

Основными направлениями совершенствования разработки эксплуатационных объектов месторождения Колендо являются усиление систем заводнения и повышение темпов выработки запасов. Для реализации поставленной задачи проектируется проведение следующих мероприятий по регулированию разработки;

- перенос фронта нагнетания путем создания дополнительных очагов заводнения;

- изменение направлений фильтрационных потоков жидкости;

- бурение дополнительных скважин;

- применение закачки мицелярных растворов.

По залежам ХVII+XVIIа пластов предполагаются следующие варианты:

Вариант 1 (базовый) - предусматривает разработку залежей при существующей системе разработки. Фонд скважин на проектируемый период 50, в том числе 30 добывающих и 20 нагнетательных.

Вариант 2 предусматривает доразработку залежи на естественном режиме, т. е. прекращение закачки воды. Фонд на проектируемый период - 30 добывающих скважин.

По залежам XVIII пласта рассмотрен вариант 1 (базовый) предусматривает разработку залежей при существующей системе разработки. Фонд скважин на проектируемый период 8, в том числе 6 добывающих и 2 нагнетательные.

Для нефтяной залежи XVIIIа пласта рассмотрен вариант при сложившейся системе разработки.

По залежам ХХ+ХXа и XXI пластов предусматриваются следующие варианты:

Вариант 1 предусматривает разработку всех эксплуатационных объектов при сложившейся системе разработки существующим фондом.

Вариант 2 предусматривает вовлечение в разработку малодренируемых залежей VII и VIII блоков XX + ХХа пластов путем бурения скважин.

Вариант 3 предусматривает вовлечение в разработку малодренируемых залежей VII и VIII блоков XX + ХХа пластов путем бурения скважин с горизонтальным заканчиванием.

Месторождение после открытия (1961 г.) было введено в опытно-промышленную разработку в 1962 году. Добыча нефти производилась из ХVII пласта. В промышленную разработку месторождения введено в 1964 (ХVII пл.). В 1966 году открыты и введены в разработку нефтяные залежи ХVIIIа, ХХ, ХХа и ХХI, а в 1969 году - залежь ХХII пласта.

В период с 1962 по 1966 годы эксплуатация залежи ХVII пл. производилась на естественном режиме растворенного газа за счет энергии газовой шапки ХVII горизонта.

В 1966 году началась разработка газовых залежей V-VI, IХ-Х, ХI-ХII, ХIII, ХIV, ХVI, ХVIа.

В 1965 году начали организовывать систему ППД (приконтурное заводнение), что явилось ошибочным решением, т.к.:

- во-первых, пренебрегли разностью напоров инфильтрационных и элизионных потоков;

- во-вторых, на раннем этапе разработки не использовалась энергия свободного высоконапорного газа и не сохранялась энергия газовой шапки ХVII пл.;

В 1972 году было принято решение с естественного режима растворенного газа перейти на бескомпрессорный газлифт, используя свободный газ вышележащих газовых горизонтов и газовую шапку ХVII пл. Также с 1969 года начала применяются комбинированная система заводнения (приконтурное + осевой разрезающий ряд); безкомпрессорный газлифт дал определенный эффект по увеличению добычи нефти в связи с тем, что позволил увеличить депрессию на пласт в условиях значительно пониженных значений пластового давления после первого этапа разработки. Но быстрое обводнение и снижение пластового давления газовых залежей поставило предприятие перед выбором между сохранением газлифта и естественным режимом разработки. В 1976 году было принято решение о разворачивании газокомпрессорной станции и в 1978 году месторождение Колендо было практически полностью переведено на компрессорный газлифт. Был построен газопровод Оха - Колендо для обеспечения газом в полном объеме, т.к. добыча свободного газа была уже прекращена, а объема растворенного газа не достаточно.

Эксплуатация газлифтным способом стабилизировало уровень добычи нефти на непродолжительном этапе. Далее наблюдался рост обводненности продукции и плавное снижение уровней добычи нефти. С 1981 по 1991 г.г. применяются осевые и поперечные разрезающие ряды нагнетательных скважин, что позволило повысить пластовые давления с 90 до 110 кг/см2 и удерживать их на одном уровне по настоящее время.

С 1991 года по настоящее время применяется метод изменения направлений фильтрационных потоков жидкости (ИНФП). Большая часть фонда скважин до сих пор работают газлифтом, доля циркуляционного (попутного) газа в системе составляет 75%. В данный момент эксплуатация месторождения компрессорным газлифтом при низких уровнях добычи нефти не эффективно.

Фактические показатели разработки резко отличны от проектных. Это связано, прежде всего, с ошибочно выбранным методом заводнения, не учитывающим гидродинамические особенности месторождения. На мой взгляд, основной причиной является потеря энергии газовой шапки ХVII пл. и нецелесообразное использование свободного и растворенного газа на первом этапе разработки.

Исходя из представленного материала очевиден вывод, что допущенные на первоначальном этапе ошибки не позволили стабильно и долговременно использовать природные преимущества месторождения Колендо, таким образом, эффективность разработки оценивается как низкая.

В целом по месторождению предусматриваются следующие варианты.

Вариант 1 предусматривает разработку всех эксплуатационных объектов при сложившейся системе разработки существующим фондом.

Вариант 2 предусматривает вовлечение в разработку малодренируемых залежей VII и VIII блоков XX + ХХа пластов путем бурения скважин,остальных объектов - при сложившейся системе разработки существующим фондом.

Вариант 3 предусматривает вовлечение в разработку малодренируемых залежей VII и VIII блоков XX + ХХа пластов путем бурения скважин с горизонтальным заканчиванием, остальных объектов - при сложившейся системе разработки существующим фондом.

Вариант 4 предусматривает вовлечение в разработку малодренируемых залежей VII и VIII блоков XX + ХХа пластов путем бурения скважин с горизонтальным заканчиванием, ХVII+XVIIа пласты - на естественном режиме, остальных объектов - при сложившейся системе разработки существующим фондом.

Вариант 5 аналогичен варианту 4, но отличается способом эксплуатации (замена компрессорного газлифта электропогружными насосами).

Вариант 6 аналогичен варианту 1, предусматривает реализацию бурения скважин на ХХ-ХХI пласты путем забуривания вторым стволом с горизонтальным заканчиванием. Для этой цели используются скв. № 209 (XX пласт VII блока) и скв. № 242 (XXI пласт Х блока).

В рассматриваемых вариантах по месторождению есть предложения, практическая реализация которых вызывает сомнения. Так вариант 4, предусматривает разработку XVII + XVIIa пластов на естественном режиме, при этом возникает проблема с утилизацией подтоварной воды в больших объемах (1.2млн. м3 в год). Ближайшее месторождение с отрицательным балансом добычи и закачки воды - Ц. Оха, до которого необходимо строить водовод протяженностью 30 км и перекачивающую насосную, что нерентабельно. А также реальные потери в добычи нефти при отказе воздействия на пласт нагнетаемой водой, которые составят порядка 19.0 тыс. тонн в год.

5 вариант предусматривает перевод всего газлифтного фонда на эксплуатацию ЭПН, а также включает в себя реконструкцию системы ППД.

По 6 варианту требуется проведение сложных капитальных ремонтов по зарезке вторых стволов с горизонтальным заканчиванием скважин. Теоретически это выполнимо, хотя и потребует затрат на приобретение и освоение специализированного оборудования. На мой взгляд, следует остановиться на варианте 5, а также частично применить вариант 6, так как бурение скважин на ХХ - ХХI пласты позволит оценить нефтеносность прежде всего ХХI пласта в VII блоке. За счет незначительного углубления геофизического ствола, тем более что в этом блоке при испытании скв. 209 был получен приток нефти, а в VIII и Х блоках текущие дебиты скважин составляют от 6 м3/сут (скв. 242) до 25 м3/сут (скв.239).

Предлагаю: В целом, остановиться на варианте 5. Рекомендовать отказаться от громоздкого и дорогостоящего технико-технологического «скелета» с устаревшей инфраструктурой и система ППД с 2-х ступенчатой технологией подготовки воды - составляющего основу добычи УВ на м/р Колендо.

Мероприятия по переводу на механизированный способ добычи нефти УЭЦН включают в себя ликвидацию сложного и объемного газокомпрессорного хозяйства с устаревшим оборудованием (ГКМ образца 1938 г. - республика Франция) и коммуникациями, эксплуатирующимися в сложных условиях (большие скорости потока, давления 38-44 кгс/см2 и высокая температура жидкости). Способ добычи ЭЦН гораздо упростит систему промыслового нефтесбора, снизив степень промышленной производственной опасности технологического процесса, не уронив уровень добычи как нефти, так и жидкости. Наиболее оптимально подходят для применения в условиях м/р Колендо УЭЦН REDA компании Shlumberger, которые превосходно зарекомендовали себя при эксплуатации на площади Одопту - море со схожими характеристиками пластовой жидкости. Особенно интересны последние разработки с современными «манипуляторами газа AGH». Следует отметить что в 2004 году семь скважин (153, 218, 86, 178, 182, 193, 235) были переведены с газлифты на УЭЦН REDA, в качестве эксперимента, анализ работы которых показал правильность направления варианта 5.

Что касается ППД, то предлагается отказаться от системы котлованов, КНС и перекачивающей водонасосной и применить более компактную систему подготовки и закачки воды в пласт (промысел - резервуар - насос). Такая схема осуществима при помощи шурф-скважин оснащенных погружными ЭЦН с наземными приводами с большой производительностью и напором (до 2000 м3/сут и 25 МПа) Данные мероприятия прежде всего позволяют уменьшить себестоимость Колендинской нефти, сохранив существующую схему разработки в сегодняшних экономических условиях.

Также нельзя отказываться от частичного применения варианта 6 - бурения новых скв. и забуривания боковых стволов с горизонтальным оканчиванием в продуктивной части ХХI пл. Данные мероприятия в случае их успешности позволят значительно нарастить уровни добычи нефти. После его отработки за 4-5 лет скважины будут переведены на ХХ-ХХа пласты, с которых в течении 2-3 лет также будут работать с повышенным дебитом. В целом, за 6-8 лет после ввода их в эксплуатацию технологические показатели разработки будут несколько выше расчетных по 2-му и 3-ему вариантам.

5. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

По состоянию на 1.01.2005 года эксплуатационный фонд месторождения составил 42 скважины, газлифтных 20 и, 13 глубиннонасосных. Диаметр применяемых НКТ 73 мм. Обводненность продукции по скважинам изменяется от 35% (скв. № 239) до 99% (скв. № 188).

Башмак НКТ при газлифте находится на глубинах от 711 (скв. № 176) до 1218 (скв. №157) метров. Первый пусковой клапан, в зависимости от статического уровня в скважине, установлен на глубинах от 139 м (скв. № 176) до 807 м (скв. №196), Количество пусковых клапанов от трех до шести. В качестве пусковых клапанов используются клапаны типа ГС-38.

Дебиты газлифтных скважин от 30 (скв. № 239) до 220 (скв. № 68) мЗ/сут по жидкости. Удельный расход газа на 1 м жидкости колеблется от 65 мЗ (скв. № 68) до 533мЗ (скв. № 239), на одну тонну нефти - от 941 мЗ (скв. № 239) до 5405мЗ (скв. № 237). Отмечен большой расход газа по скважине № 209 - 1500 мЗ/мЗ по жидкости и 3461 мЗ/мЗ по нефти по причине малодебитности. Средний удельный расход газа по месторождению составляет 149 мЗ/мЗ по жидкости и 2551 мЗ/мЗ по нефти.

Снижение удельного расхода газа можно достичь путем замены НКТ на трубы меньшего диаметра, а также установкой по длине НКТ диспергаторов в местах образования четочной и стержневой структур потока. Предлагается произвести замену НКТ диаметра 73 мм на НКТ диаметра 60 мм на скважинах с небольшими отборами жидкости - №№ 157,193,185, 240,219, 237, 239,

Скважину № 209 по причине малодебитности необходимо перевести на глубиннонасосную эксплуатацию.

Глубиннонасосные скважины относятся к среднеглубоким, малодебитным, газовым, песочным.

Для откачки жидкости из скважин используются длинноходовые (отношение длины хода плунжера к его длине больше двух) вставные насосы диаметров 28, 32 и 43 мм и погружные центробежные типа УЭЦН REDA Shlumberger.

Глубины спуска насосов: от 1043 (скв. № 59) до 1404 м (скв. № 241). Дебиты оборудованных ШГНУ скважин находятся в пределах 1-3.5 т/сут. Отборы по жидкости - от 7 до 23 мЗ/сут. ШГНУ работают с коэффициентом подачи от 0.26 до 0.6, что недостаточно для данного типа насосов, откачивающих обводненную жидкость с глубин до 1.5 тыс.м.

В качестве привода глубинного насоса используются станки-качалки типа 7СК8 и СКН-10. Установленные на станках числа качаний (6 в минуту) и длины хода полированного штока (З м) соответствуют этому типу приводов.

Увеличению глубины спуска насосов, необходимого для уменьшения вредного влияния газа, препятствуют пескопроявления скважин. Используемые для борьбы с вредным влиянием газа газо-песочные якори типа 'газовый мешок' недостаточно эффективны, что подтверждается динамометрированием. Для условий месторождения Колендо можно порекомендовать газовые якори тарельчатого типа как с наружным, относительно корпуса, расположением тарелок, так и с внутренним. С учетом кривизны скважин месторождения Колендо могут быть эффективны и газовые якори по патенту России №1601360, разработанные в СахалинНИПИморнефть специально для наклонных скважин см. рис. 9.

Для уменьшения вредного влияния газа на приеме УЭЦН рекомендуется применение стандартного газосепаратора и манипулятора газа AGH REDA (рис. 10), которые позволяют стабилизировать установки, но в ряде случаев и существенно увеличивать подачу жидкости.

Система сбора продукции скважин напорная. Жидкость от скважин поступает на газовые сепараторы типа ГС-1600-2.5, где происходит отделение газа для последующей его подготовки и подачи на прием компрессоров. Отсепарированная жидкость поступает на 2 булита объемом 50мЗ каждый для отстоя и предварительного сброса воды. С булитов жидкость поступает на отстойники-подогреватели типа УДО-2М и затем в резервуарный парк для окончательного отстоя нефти от воды и механических примесей и сдачи ее для перекачки на нефтеперерабатывающий завод.

Добываемая из скважин жидкость обладает сильными коррозирующими свойствами. Для борьбы с коррозией металлических нефтесборных коллекторов была произведена их замена на полимерные трубы ГПМТ, что дало положительный эффект. Но, после замены коллекторов, коррозии стали подвергаться трапные замерные установки (ТЗУ). Предлагается для нейтрализации веществ, вызывающих коррозию металлического оборудования, установить перед ТЗУ емкость, начиненную кольцами, нарезанными из отработанных насосно-компрессорных труб и уложенных таким образом, чтобы соседние кольца были перпендикулярны друг другу. Такое расположение колец не будет создавать заметного гидравлического сопротивления и включение емкости в схему нефтесбора не отразится на уровнях отборов жидкости из скважин. Металлические кольца емкости выполнят роль протекторов, применяемых для снижения и ликвидации электрохимической коррозии. По мере коррозии колец их необходимо будет заменять. Время замены колец установить по изменению параметров химического состава жидкости на выходе из емкости.

Требования к системе поддержания пластового давления (ППД):

Подтоварная вода с механическими примесями из резервуаров-отстойников сбрасывается в пруд, откуда после отстоя забирается в систему ППД для закачки в пласт. В кустовой насосной станции (КНС) ППД установлены 3 насоса ЦНС-180-142, обеспечивающие закачку в пласт 3500-4000 мЗ воды в сутки.

Эксплуатационный фонд нагнетательных водяных скважин составляет 28 скважин.

Для эффективного поддержания пластового давления необходимо соблюдать следующие требования:

- поддерживать высокое качество нагнетаемой в пласт воды уменьшением до минимума содержания в воде механических примесей, эмульгированной нефти и железа;

- обеспечивать инертность к коррозии трубопроводов, отстойников и насосного оборудования;

- удалять из воды сероводород, углекислоту, водоросли и микроорганизмы, способствующие интенсивному развитию коррозии оборудования и существенному снижению приемистости нагнетательной скважины.

Для оценки химического состава сточных вод и пластовых, подлежащих закачке в пласт, необходимо обязательное определение содержания шести ионов: Cl, SO4, НСОз, Са, Mg, Na, а также плотности воды и рН. Такой анализ называется стандартным или шестикомпонентным.

Для сохранения фильтрационных свойств пород необходим также постоянный контроль за развитием микроорганизмов и водорослей в призабойной зоне. При наличии в воде ионов сульфатов (SO4) в воде размножаются бактерии и закупоривают пласт. В результате жизнедеятельности бактерий образуются сульфиды (FeS), которые вступают в реакцию со свободным железом с выделением сероводорода (H2S), являющегося агрессивным агентом. Для снижения активности бактерий необходимо применять выпускаемые промышленностью бактерициды. Критерием качества нагнетаемой в пласт воды является удовлетворительная приемистость скважин.

Рис. 8 - Газовый якорь конструкции СахалинНИПИморнефть

Устройство и принцип работы:

Данный газовый сепаратор (якорь) размещен на входе скважинного насоса и содержит корпус-1 с расположенными в нем воронками -2, разделяющими внутреннюю полость корпуса на камеры отстоя-3 и просверленными против воронок отверстиями -4. В камерах-3 над воронками установлены струеотбойные тарелки-5. Сепаратор монтирован на всасывающей трубе насоса -6.

Сепаратор работает следующим образом:

Во время цикла всасывания насоса жидкость с газом поступает в корпус1 через воронку 2 и, обтекая тарелку 5, направляется к стенке корпуса. Часть пузырьков газа под действием сил, определяемых эффектом Сегре-Зильберберга удерживается у стенки и укрупняясь поднимается вдоль нее к отверстию 4 через которое затем уходит в затрубное пространство скважины. Частично отсепарированная жидкость поступает через отверстие в воронке в выше расположенную камеру отстоя 3, где процесс сепарации повторяется. После прохождения нескольких камер отстоя и достижения определенной глубины сепарации жидкость поступает в насос.

Поток через лопастное колесо AGH

Смешение (или разбиение) пузырьков газа необходимо для хорошего прохождения потока.

Ключевой пункт - сократить влияние центробежной силы, которая способствует отделению газа.

Балансирующие отверстия есть во всех крыльчатках. В крыльчатках AGH есть дополнительный проход, который делает возможной рециркуляцию жидкости.

Это позволяет отделенному газу заново смешиваться с жидкостью, что улучшает способность к восстановлению объема газа.

Принципы устройства

Улучшить способность манипулирования газом с минимальными потерями напора.

Методы:

- Гомогенизировать смесь

- Уменьшить размер пузырьков

- Вернуть газ назад в раствор

- Помочь газу попасть в главный поток

Преимущества REDA AGH

- Расширить сферы применения с использованием ЭПН

- Заменить газлифт

- Удалить воду из газовых скважин

- Задействовать скважину с газом ниже пакера

- Увеличить производительность скважин, которые простаивают из-за скопления газа

- Продолжительное стабильное функционирование

- Извлечь пользу из газлифта в НКТ

- Увеличить производительность скважин, которые не функционировали стабильно из-за высокого давления на приеме

Продолжительное стабильное функционирование при низком давлении на приеме - возможность повысить дебит

6. ЭКОЛОГИЯ

6.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

Охрана природы, рациональное использование её ресурсов относятся к актуальным проблемам современности и представляют собой комплекс требований, направленных на предотвращение нарушений условий сохранности поверхностных вод, почв, лесов и воздушного бассейна.

Месторождение Колендо расположено в 30 километрах к северу от г.Охи на перешейке полуострова Шмидта в 2,5 км. западнее залива Кольду, на расстоянии 0,5 км от рабочего поселка Колендо.

По состоянию на 1.01.2005 г. общая площадь объекта составляет 373,6 га, общее количество производственных зданий - 21шт.

Климат района характеризуется суровой продолжительной зимой, с сильными ветрами, устойчивым снежным покровом и холодным дождливым летом. Преобладающее направление ветров северо-западное.

Охрана недр при разработке нефтяных месторождений предусматривает комплекс мероприятий, направленных на максимальное извлечение из недр нефти и предотвращение безвозвратных потерь нефти в проницаемые выше- и нижележащие породы разреза через скважину.

Для достижения этой цели эксплуатация объектов должна проводится в строгом соответствии с технологической схемой разработки, проектами на глубокое бурение разных по направлению скважин и проектом обустройства, в которых четко изложены мероприятия по охране окружающей среды. Природоохранная деятельность на месторождении проводится инженерно-геологической службой НГДУ «Оханефтегаз», которая четко придерживается выполнения следующих мероприятий: охрана недр, охрана земельных ресурсов, охрана водных ресурсов, охрана атмосферного воздуха. Вопросы соблюдения природоохранного законодательства на территории объектов НГДУ в т.ч. месторождение Колендо рассматриваются вышестоящими органами надзора (Городской комитет по охране окружающей среды, Охинская инспекция рыбоохраны, Районный центр Госсанипидемнадзора, Областной комитет по охране окружающей среды), которые в случае нарушения законодательства вправе применять штрафные санкции, либо другие меры, вплоть до приостановления деятельности НГДУ.

6.2 Мероприятия по охране недр

1. Все эксплуатационные колонны исследовались геофизическими приборами на качество тампонажа и опрессовывались на избыточное давление водой с целью проверки герметичности.

При отсутствии цемента за колонной проводились повторные заливки. При обнаружении негерметичности обсадной колонны проводятся аварийные работы по ликвидации негерметичности.

2. Скважины с неисправными колоннами, при невозможности устранения неисправности не эксплуатировались, а ликвидировались по техническим причинам.

3. Обводненные скважины переводились в нагнетательные или пьезометрические.

В соответствии с техническими требованиями обсадные колонны скважин имеют катодную защиту с целью предупреждения наружной коррозии.

Мероприятия по охране земельных ресурсов

1. Для сокращения площади отводимых земель, в процессе разработки месторождения реализовался кустовой способ строительства эксплуатационных скважин. С одной площадки пробурено от 7 до 12 свкажин.

2. Территория производственных объектов озеленена саженцами деревьев.

3. Площадки скважин, ГКС, нефтеловушка, территория нефтепарка обвалованы грунтом высотой до 1 метра.

4. Шламовй амбар, после откачки из него жидкости с нефтью и нефтепродуктами, заваливается грунтом и площадка планируется.

5. Земля, загрязненная нефтью и нефтепродуктами, собирается в яму и заливается глинистыми грунтами.

6. Рекультивация нефтезагрязненных земель проводится с учетом местных почвенно-климатических условий, степени повреждения почвенного покрова,и обязательно включается в план мероприятий по подготовке к зиме, и содержит следующие виды работ:

- завоз песка, ремонт обвалований, ликвидация замазученности на объектах месторождения

- профилактический ремонт электро- и насосного оборудования

- уборка замазученности на территории нефтепарка

- создания аварийного запаса нефтесорбента и запасных частей для оборудования на объектах

6.3 Мероприятия по рациональному использованию и охране водных ресурсов

С целью поддержания пластового давления используется сточная вода, поступающая на КНС после отстоя с технологических резервуаров. Источником питьевой и технологической воды на месторождении является водозабор из оз.Трапто, фактическое потребление воды составляет -156,8 тыс.м3/год. В процессе эксплуатации месторождения случаев загрязнения питьевой воды не имеется. Регулярно производится отбор проб питьевой воды на предмет содержания вредных и ядовитых веществ. Объем сточных вод месторождения составляет 1,6 тыс.м3.Точка сброса сточных вод на месторождении Колендо- от объектов цеха по добыче нефти и газа №3, поток сточной воды - периодический. Сточная вода не обрабатывается. Водоочистных систем на объекте нет.

6.4 Мероприятия по охране атмосферного воздуха от загрязнения

1. Транспортировка сыпучих материалов (цемент, химреагенты, утяжелители и т.д.) производится в закрытой упаковке.

2. Складирование и хранение пылевидных материалов, реагентов производится на закрытых специальных площадках. Ядовитые и опасные химреагенты подлежат строжайшему учету, места их складирования пломбируются.

3. С целью предупреждения аварийных выбросов и утечек нефти и газа проводится профилактический ремонт клапанов, фланцев, уплотнений на оборудовании и коммуникациях.

4. По данным лаборатории охраны окружающей среды института СахалинНИПИморнефть содержание вредных веществ в атмосферном воздухе составляет:

- углерод(СН) - 0,053 кг/м3

- оксид азота - 0,0005 г/сек

- оксид углерода - 0,012 г/сек

Контроль за состоянием атмосферного воздуха осуществляется путем контроля за выбросами из источников выбросов и сравнения с разрешенными выбросами, утвержденными ПВД.

Отбор проб и анализ проводятся в соответствии с графиком, согласованным Районным комитетом по экологии и охране природных ресурсов.

Территория месторождения Колендо ровная, в окрестностях его отсутствуют какие-либо высокие препятствия, где возможно образование длительных застоев вредных веществ. Все выбросы в атмосферу рассеиваются ветром и не оказывают существенного вреда для окружающей среды.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Газонефтяное месторождение Колендо введено в разработку в 1962 г.

2. В разрезе месторождения выделено 14 продуктивных пластов, из них 7 газовых, 2 газонефтяных и 5 нефтяных.

3. В результате пересчета запасов нефти и газа месторождения [протокол ЦКЗ Минтопэнерго РФ № 48 от 21.08.1996 г.] остаточные запасы составили: по нефти - балансовые 13031 тыс. т, извлекаемые - 655 тыс. т; по растворенному газу - соответственно 676 и 82 млн. м3; остаточные запасы свободного газа (499 млн. м3) списаны как нерентабельные.

4. Технологической схемой разработки [протокол ЦКР МНП от 19.07.1978 г.] рассмотрен один вариант разработки, предусматривающий проведение мероприятий по регулированию процесса разработки. Технологические показатели определены по месторождению в целом до 2005 г. На период 1993 - 2005 г. основные показатели разработки месторождения утверждены ЦКР Минтопэнерго РФ [протокол ЦКР от 28.07.1993 г. и 10.11.2005 г.].

5. Залежи нефти месторождения практически полностью разбурены по площади. Исключение залежи VII, VIII блоков XX и X блока XXI пластов.

Всего на месторождении пробурено 239 скважин.

Плотность сетки скважин 5 - 18.8 га/скважину; по XXII пласту - 98.1 га/скважину.

6. Разработка залежей XVII+XVIIa и XVIII пластов осуществляется с применением методов поддержания пластового давления после эксплуатации их при режиме растворенного газа, остальные пласты на смешанном режиме - энергии растворенного газа и упруго-водонапорного.

7. За 2005 г. по месторождению добыто 69.8 тыс. т нефти, 1250 тыс. т воды и 6.4 млн. м попутного газа. Годовой темп отбора нефти составил 0.5 % от начальных и 9.7 % от остаточных извлекаемых запасов. Текущая обводненность продукции 94.7 %,газовый фактор 92 м3/т. Среднесуточный дебит одной скважины составил: по нефти 4.8 т, по жидкости - 9.1 т.

По состоянию на 1.01.2005 г. из залежей месторождения добыто 12281 тыс. т нефти, 25637 тыс. м3 воды и 2960 млн. м3 попутного газа, в том числе 1633 млн. м3 свободного газа и 503 млн. м3 газа газовой шапки. Текущая нефтеотдача по месторождению составила 48.5 %; отбор извлекаемых запасов - 95 %.

Достигнутые величины нефтеизвлечения по пластам изменяются от 25.3 до 52 %. Исключение составляют залежи XIX (13.9 %), XX (12.3 %) и XXII (1.1 %) пластов по причине неполного их охвата фондом скважин.

8. По залежам XVII+XVIIa и XVIII пластов в течение всего периода разработки проводились мероприятия по совершенствованию системы заводнения (приконтурное, осевое разрезание с закачкой воды в подгазовую часть залежи, блоковое)

В продуктивные пласты за 2005 г. закачано 1250 тыс. м воды. Среднесуточная приемистость одной скважины составила 157 м3. Дополнительно за счет ППД добыто за 2005 г. 21.8 тыс. т нефти, всего с начала процесса 3753.4 тыс. т.

9. На месторождении выделено 5 эксплуатационных объектов: XVII+XVIIa, XVIII, XVIIIa, ХХ+ХХа и XXI пласты. Объекты разрабатываются самостоятельной сеткой скважин.

10. В работе рассмотрено шесть вариантов разработки при существующей системе разработки и отличающихся типом заканчивания скважин по XX и XXI пластам, прекращением закачки воды и сменой способа эксплуатации.

Экономическая оценка доразработки месторождения выполнена в соответствии с общепринятыми в мировой практике принципами оценки эффективности проектов с целью выбора наиболее эффективной системы доразработки и учета интересов нефтедобывающего предприятия и государства.

В результате технико-экономической оценки к реализации рекомендуется варианты 5 и 6 предусматривающий разработку залежей при существующей системе с отказом от газлифта и переводом на ЭПН, а также проведение мероприятий по зарезке второго ствола скважин на XX и XXI пласты с горизонтальным участком заканчивания и характеризующиеся следующими показателями:

- разработка основных объектов с поддержанием пластового давления, остальных - на естественном режиме;

- проектный фонд скважин - 70 скважин;

- максимальная годовая добыча нефти 64.3 тыс. т;

- продолжительность проектного периода - один год;

- добыча нефти за рентабельный период - 497 тыс. т;

- срок рентабельной добычи - 9 лет;

- объем капитальных вложений - 2865 млн. руб.;

- эксплуатационные расходы - 255321 млн. руб.;

- дисконтированный доход - 16272 млн. руб.

11. Месторождение после открытия (1961 г.) было введено в опытно-промышленную разработку в 1962 году. Добыча нефти производилась из ХVII пласта. В промышленную разработку месторождения введено в 1964 (ХVII пл.). В 1966 году открыты и введены в разработку нефтяные залежи ХVIIIа, ХХ, ХХа и ХХI, а в 1969 году - залежь ХХII пласта.

В период с 1962 по 1966 годы эксплуатация залежи ХVII пл. производилась на естественном режиме растворенного газа за счет энергии газовой шапки ХVII горизонта.

В 1966 году началась разработка газовых залежей V-VI, IХ-Х, ХI-ХII, ХIII, ХIV, ХVI, ХVIа.

В 1965 году начали организовывать систему ППД (приконтурное заводнение), что явилось ошибочным решением, т.к.:

- во-первых, пренебрегли разностью напоров инфильтрационных и элизионных потоков;

- во-вторых, на раннем этапе разработки не использовалась энергия свободного высоконапорного газа и не сохранялась энергия газовой шапки ХVII пл.;

В 1972 году было принято решение с естественного режима растворенного газа перейти на бескомпрессорный газлифт, используя свободный газ вышележащих газовых горизонтов и газовую шапку ХVII пл. Также с 1969 года начала применяются комбинированная система заводнения (приконтурное + осевой разрезающий ряд); безкомпрессорный газлифт дал определенный эффект по увеличению добычи нефти в связи с тем, что позволил увеличить депрессию на пласт в условиях значительно пониженных значений пластового давления после первого этапа разработки. Но быстрое обводнение и снижение пластового давления газовых залежей поставило предприятие перед выбором между сохранением газлифта и естественным режимом разработки. В 1976 году было принято решение о разворачивании газокомпрессорной станции и в 1978 году месторождение Колендо было практически полностью переведено на компрессорный газлифт. Был построен газопровод Оха - Колендо для обеспечения газом в полном объеме, т.к. добыча свободного газа была уже прекращена, а объема растворенного газа не достаточно.

Эксплуатация газлифтным способом стабилизировало уровень добычи нефти на непродолжительном этапе. Далее наблюдался рост обводненности продукции и плавное снижение уровней добычи нефти. С 1981 по 1991 г.г. применяются осевые и поперечные разрезающие ряды нагнетательных скважин, что позволило повысить пластовые давления с 90 до 110 кг/см2 и удерживать их на одном уровне по настоящее время.

С 1991 года по настоящее время применяется метод изменения направлений фильтрационных потоков жидкости (ИНФП). Большая часть фонда скважин до сих пор работают газлифтом, доля циркуляционного (попутного) газа в системе составляет 75%. В данный момент эксплуатация месторождения компрессорным газлифтом при низких уровнях добычи нефти не эффективно.

Фактические показатели разработки резко отличны от проектных. Это связано, прежде всего, с ошибочно выбранным методом заводнения, не учитывающим гидродинамические особенности месторождения. На мой взгляд, основной причиной является потеря энергии газовой шапки ХVII пл. и нецелесообразное использование свободного и растворенного газа на первом этапе разработки.

Исходя из представленного материала очевиден вывод, что допущенные на первоначальном этапе ошибки не позволили стабильно и долговременно использовать природные преимущества месторождения Колендо, таким образом, эффективность разработки оценивается как низкая.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Белянин Г.Н. Вопросы совершенствования систем заводнения нефтяных залежей острова Сахалин в связи с особенностями их геологического строения. Оха, фонды 'СахалинНИПИморнефть', 1990.

2. Игумнов В.И. Анализ разработки месторождения Колендо. Оха, фонды 'СахалинНИПИморнефть', 2005.

3. Макеев Г.В., Белянин Г.В.; Шварцман Л.М. Технологическая схема разработки XVIII горизонта месторождения Колендо. Оха, фонды 'СахалинНИПИморнефть', 1965.

4. Отчёт о разработке нефтяных месторождений НГДУ 'Оханефтегаз', 2005г.

5. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. М.: Недра, 1976.

6. Сургучёв М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1968.

7. Ходовец П.И., Сергеева Г.П., Комарова Э.Г., Глушич В.Т. Технологическая схема разработки XVII горизонта месторождения Колендо. Оха, фонды 'СахалинНИПИморнефть', 1965.