Текущее состояние разработки Гремихинского месторождения

Выделяется четыре объекта разработки: верейский, башкирский, визейский и турнейский.

Система разработки по объектам:

– дальнейшую разработку верейского объекта осуществлять в центральной части залежи фондом добывающих и нагнетательных скважин башкирского объекта с использованием оборудования одновременно-раздельной эксплуатации, в приконтурных зонах – путем перевода выработавших запасы скважин башкирского объекта;

– на башкирском объекте тепловое воздействие сконцентрировать на северном участке залежи, остальную площадь разрабатывать в режиме заводнения подтоварной водой. Восстановить проектную сетку скважин путем эксплуатации скважин, переведенных на верейский объект и невыработавших запасы башкирского объекта, в режиме одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов;

– на визейском объекте продолжить формирование очагового заводнения путем перевода под закачку проектных нагнетательных и обводнившихся добывающих скважин. Дальнейшее разбуривание объекта продолжить с 2017 года после уточнения структурных планов продуктивных пластов, их характеристик и контуров залежей по результатам 3D-сейсморазведочных работ (2010-2011 г.г.);

· ввести в разработку турнейский объект путем перевода выработавших запасы скважин вышележащих объектов.

· общий фонд скважин – 943 из них добывающих – 681, нагнетательных – 235, поглощающих – 27;

Достижение КИН – 0,356 по категории запасов А+В+С₁, в том числе по объектам

	КИН	Квыт	Кохв
Верей-ский	0,204	0,527	0,387
башкирский	0,392	0,564	0,695
визейский	0,264	0,510	0,518

Основные технологические показатели по объектам разработки:

– верейский – добыто 117,1 тыс.т нефти (17,7 % от добычи нефти по месторождению в целом) и 358,3 тыс. т жидкости, закачано 488,2 тыс. м³ агентов (из них 29,4 тыс. м³ теплоносителя и 13,4 тыс. м³ пресной холодной воды);

– башкирский – добыто 476 тыс.т нефти (71,8 % от добычи по месторождению) и 11428,4 тыс. т жидкости, закачано 5369,6 тыс. м³ агентов (из них 343,2 тыс. м³ теплоносителя и 164,6 тыс. м³ пресной холодной воды);

– визейский – добыто 64,3 тыс.т нефти (9,7 % от добычи по месторождению) и 327,5 тыс. т жидкости, закачано 51,7 тыс. м³ подтоварной воды;

– турнейский – добыто 5 тыс.т нефти (0,8 % от добычи по месторождению) и 13 тыс. т жидкости.

· Динамика основных технологических показателей разработки месторождения представлена на рисунке:

· Основные технологические показатели разработки месторождения в целом:

По состоянию на 01.01.2013 г. в целом по месторождению с начала разработки добыто 22,4 млн. т нефти, текущий КИН 0,249, отбор от НИЗ 69,9 % при достигнутой среднегодовой обводненности 94,5 %, накопленная добыча жидкости составила 138,1 млн. т, накопленная за-качка составляет 72,3 млн. м3, в том числе закачка теплоносителя – 30,3 млн. м3 и пресной хо-лодной воды – 9,6 млн. м3.

Текущее состояния разработки эксплуатационных объектов

Верейский горизонт

По состоянию на 01.01.2013 г. в целом по объекту добыто 841тыс.т нефти или 32 % начальных извлекаемых запасов, текущий КИН – 0,095, накопленная добыча жидкости составила1908 тыс.т, накопленная закачка – 1446тыс.м³. Годовой отбор нефти в 2012 году составил 117,1 тыс. т (4,4 % НИЗ и 6,1 % ТИЗ), жидкости – 358 тыс. т, годовой объем закачки – 488 тыс. м³. Среднегодовая обводненность за 2012 год составила 67,3

· Основные технологические показатели верейского горизонта

· Распределение скважин верейского объекта по накопленной добыче нефти

• Распределение нагнетательных скважин верейского объекта по накопленной закачке

Башкирский ярус

По объему геологических и извлекаемых запасов нефти, пробуренных и эксплуатируемых скважинами, пласты башкирского яруса являются основным объектом разработки Гремихинского месторождения.

По состоянию на 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти по башкирскому объекту составила 20,4 млн. т, жидкости – 133 млн. т, накопленная закачка 70,6 млн. м³, из которых 39,6 млн. м³ теплоносителя (30 млн.м³ собственно теплоносителя, 9,6млн. м³ пресной воды) и 31 млн. м³ подтоварной воды. Текущий КИН на дату анализа составил 0,27, отбор от НИЗ – 75 %. Годовой отбор нефти в 2012 году составил 476 тыс. т (1,8 % НИЗ и 6,5 % ТИЗ), жидкости – 11428 тыс. т, годовой объем закачки агентов – 5370 тыс. м³, в том числе508 тыс. м³ теплоносителя (343 тыс.м³ собственно теплоносителя, 165тыс. м³ пресной воды)и 4862 тыс. м³ подтоварной воды. Среднегодовая обводненность за 2012 год составила 95,8 %. На рисунках 5.18-5.19 представлена динамика основных технологических показателей разработки объекта.

– Основные технологические показатели разработки башкирского объекта

Визейский ярус

По состоянию на 1.01.2013 г. разбурена только часть площади объекта (неполностью освоена центральная часть и не освоена южная часть). Перебывавший в эксплуатации на объекте фонд составляет 55 скважин. На объекте пробурено 80 % от проектного числа скважин.По состоянию на 01.01.2013 г. в целом по объекту накопленная добыча нефти составила 1199,7 тыс.т, жидкости – 3177,8 тыс.т, накопленная закачка – 219,2 тыс.м³. Текущий КИН – 0,233, отбор НИЗ – 55,8 %. За 2012 год добыча нефти составила 64,3 тыс.т, жидкости – 327,5 тыс.т, закачка – 51,7 тыс.м³, среднегодовая обводненность продукции – 80,4 %.

Основные технологические показатели разработки визейского объекта (добыча, закачка, обводненность)

Распределение скважин визейского объекта по накопленной добыче нефти по состоянию на 01.01.2013 г.

Распределение нагнетательных скважин визейского объекта по накопленной закачке (тыс. куб. м) по состоянию на 01.01.2013 г.

Турнейский ярус

Турнейский объект эксплуатируется с марта 2012 года. В добывающем фонде числится одна скважина (скв. 1524), переведенная в опытном порядке из нагнетательного фонда визейского объекта. Интервалы перфорации: 1444,8 – 1447,0 ми 1450,0- 1453,0 м. Суммарная перфорационная мощность 5,2 м (вскрытая нефтенасыщенная мощность 3,4 м).

Скважина введена в эксплуатацию с высоким начальным дебитом нефти 25,3 т/сут при обводненности20,4 %. За 10 месяцев 2012 года добыто 4,999 тыс.т нефти.Дебитскважины по нефти к концу 2012 снизился почти втрое, и к началу 2013 года составил 9,4 т/сут, а обводненность достигла 84,6 %. Начальное пластовое давление составляет 14,5 МПа.По состоянию на 01.01.2013 г. скважина эксплуатируется при среднем забойном давлении5,6 МПа (Р_нас=9,8 МПа), динамический уровень – 871 м. С июня 2012 года скважина оборудована одновинтовым насосом типа ЭОВНб.

Выработка запасов нефти и КИН рассчитаны по району скважины 82Р (утвержденные запасы в пределах распределенного фонда: геологические запасы – 83 тыс. т., извлекаемые запасы – 23 тыс. т).

Вывод

На Гремихинском месторождении нефти выделяется четыре основных объекта разработки : верейский, башкирский, визейский, турнейский.

Ø Из продуктивных отложений верейского горизонта добыто 117.1 тыс т нефти ( 17.7% от добычи нефти по месторождению в целом ), добыто 358.3тыс т жидкости, закачано 488.2 тыс м³ агента воздействия.

КИН составляет 0.204

Квыт=0.527

Кохв=0.387

Ø Из отложений башкирского яруса добыто 478 тыс т нефти (71.8% от добычи по месторождению) и 11428.4 тыс т жидкости , закачано 5369.6 тыс м³ агента воздействия.

КИН составляет 0.392

Квыт=0.564

Кохв=0.695

Пласты башкирского яруса являются основным объектом разработки на Гремихинском месторождении нефти.

Ø Из отложений визейского яруса добыто 64.3 тыс т нефти (9.7% от добычи по месторождению в целом) и 327.5 тыс т жидкости , закачано 51.7 тыс м³ агента воздействия.

КИН составляет 0.264

Квыт=0.510

Кохв= 0.518

Ø Из отложений Турнейского яруса добыто 5 тыс т нефти (0.8 % от добычи по месторождению в целом) и 13 тыс т жидкости.

Ø Общий фонд скважин – 943 из них добывающих – 681, нагнетательных – 235.

Стоит отметить что фактическая добыча нефти незначительно отстаёт от проектной. Проектная составляет 686.1 тыс т , а фактическая составляет 662.4 тыс т. Отставание составляет 23.7 тыс т.