Текущее состояние разработки месторождения

Характеристика фонда скважин месторождения

Шелкановское нефтяное месторождение введено в разработку в 1963 г. Запасы нефти и газа утверждены в ГКЗ в 1965 г. Первым проектным документом по разработке месторождения является технологическая схема разработки Карача-Елгинской (Дюртюлинской) группы нефтяных месторождений выполненная в 1964 г. В 1971 г. был составлен проект разработки Шелкановского месторождения нефти. В 1978 г. выполнен уточнённый проект разработки Шелкановского нефтяного месторождения. Последним документом на разработку является уточнённый проект разработки Шелкановского нефтяного месторождения 1984 г. утверждённый в ТЭС Башнефти в 08.01.1985 г.

На месторождении выделено три эксплуатационных объекта: верейско-башкирские залежи среднего карбона, бобриковский горизонт, турнейский ярус. Основными эксплуатационными объектами являются залежи бобриковского горизонта и турнейского яруса.

Турнейский горизонт разрабатывается на водонапорном режиме, система размещения скважин — треугольная неравномерная, сетка скважин — 380×380, плотность сетки в контуре нефтеносности — 15 га/скв., давление на забое добывающих скважин — 3 МПа, давление на устье нагнетательных скважин — 9,8 МПа, естественный режим системы заводнения.

Бобриковский горизонт разрабатывается на водонапорном режиме, треугольная неравномерная система размещения скважин, сетка скважин 350×350, плотность сетки скважин — 12 га/скв., давление на забое добывающих скважин — 5 МПа, давление на устье нагнетательных скважин — 9,83 МПа, очагово-избирательная система заводнения.

Средний карбон — водонапорный режим разработки, система размещения скважин — треугольная неравномерная, плотность сетки скважин в контуре нефтеносности — 5,9 МПа, давление на забое добывающих скважин — 5,0 МПа, давление на устье нагнетательных скважин — 9,9 МПа, естественный режим системы заводнения [1].

Всего пробурено на месторождении 62 скважины, в т. ч. в действующем добывающем фонде 42 скважины, нагнетательном фонде — 5 скважин; в т. ч. по бобриковскому горизонту — 18 добывающая и 4 нагнетательных скважины, по турнейскому ярусу — 22 добывающие скважины и по среднему карбону — 2 добывающих скважин.

В 2002 году на месторождении добыто 13,361 тыс. тонн нефти, темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0.25% от текущих 2,26%.

С начала разработки добыто 4836.831 тыс. тонн нефти или 89,4% от начальных извлекаемых запасов.

В таблице 5 представлена информация по распределению добычи нефти в 2015 году по принадлежности залежей к стратиграфическим системам.

Таблица 5 — Распределение добычи нефти в 2015 г. по принадлежности залежей к стратиграфическим системам.

Из таблицы 5 видно, что больше половины запасов нефти сосредоточены в карбонатных коллекторах.

За отчетный год добыто 334,203 тыс. тонн жидкости, что на 120,360 тыс. тонн (26,5%) меньше чем в 2014 г. Обводнённость продукции выросла на 0,9% и составила 96,0%.

Текущий коэффициент нефтеотдачи по месторождению составил 0,340.

За год закачано 124,718 тыс. м^З виды или 41,9% от отбора жидкости. Компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки составила 40,6% в том числе по бобриковскому горизонту 124,6% и 5,2% по турнейскому ярусу. Залежи, приуроченные к среднекаменноугольным и кыновским отложениям, разрабатываются на естественном режиме.

В 2015 г. введена в эксплуатацию разведочная скважина № 237БТМ, пробуренная в 2013 г. Из скважины добыто 840 тонн нефти, дебит скважины по нефти составил 7,0 т/сут. Введена из бездействия из числа простаивавших с 01.01.2010 года скв. № 1710. Годовая добыча из нее составила 302 т нефти и 4577 тонн жидкости.

Всего по 9 скважинам, введенным с 2010 г., добыто 2372 тонны нефти (17,8% от всей добычи) и 56 200 тонн жидкости.

Внедрено две технологии МУН, проведено 5 скважино-обработок. Дополнительная добыча нефти составила 1214 тонн (9,1% ко всей добыче).

Геолого-физические данные по пластам приведены в таблице 6. Более половины запасов заключены в турнейском ярусе [3].

Таблица 6 — Геолого-физические данные по объектам разработки.

В процессе разработки уточнены извлекаемые запасы по бобриковскому горизонту и турнейскому ярусу и приняты для проектирования в следующих количествах:

• — бобриковский горизонт — 1550 тыс. тонн (КНО — 0,335);
• — турнейский ярус — 3260 тыс. тонн (КНО — 0,434).

В сумме по месторождению извлекаемые запасы, принятые для проектирования составляют 5020 тыс. тонн вместо 5111 тыс. тонн числящихся на балансе.

Средний дебит одной добывающей скважины составляет 1,3 т/сут по нефти и 35,7 м³/сут по жидкости, дебит по нефти меньше среднего значения по НГДУ на 1 т/сут, а дебит по жидкости больше среднего значения по НГДУ на 4,7 м³/сут [3].

В таблице 7 приведены показатели разработки Шелкановского нефтяного месторождения.

Таблица 7 — Показатели разработки Шелкановского нефтяного месторождения.

По добыче нефти проектный уровень выполнен на 83,0%. планово-нормативный не выполнен па 20,9%. По отбору жидкости проектный уровень выполнен на 23,6%, плановый не выполнен на 25,7%. По закачке не выполнены ни проектный, ни плановый уровни, что связано с применявшейся в отчетном году циклической закачкой по КНС-13. По сравнению с 2014 г. добыча нефти снизилась на 8,748 тыс. тонн (39,6%).

Общий межремонтный период (МРП) работы скважин за 2015 г. — 785 суток, в т. ч. по видам эксплуатации:

• — ШСНУ — 781 сут.;
• — УЭЦН — 793 сут.;
• — УЭДН — 776 сут.

В таблице 8 приведено распределение скважин Шелкановского месторождения по способам эксплуатации.

Таблица 8 — Действующий фонд нефтяных скважин Шелкановского месторождения.

В таблице 9 представлены данные по распределению скважин Шелкановского месторождения по обводнённости.

Таблица 9 — Распределение скважин Шелкановского месторождения по обводнённости.

В структуре фонда добывающих скважин Шелкановского месторождения высокообводнённые скважины имеют наибольший удельный вес.

Таким образом, на основании вышеизложенного можно сделать выводы о том, что Шелкановское нефтяное месторождение находится на последней стадии разработки. В разрезе месторождения промышленную нефть содержат карбонаты среднего карбона и турнейского яруса, а также песчаные пласты бобриковского горизонта. Балансовые запасы нефти в сумме по месторождению составляют 13 866 тыс. тонн, извлекаемые 507 тыс. тонн. Более половины извлекаемых запасов нефти месторождения сосредоточены в карбонатах турнейского яруса. Нефти месторождения имеют категорию запасов В и В+С₁.

Продуктивные горизонты месторождения залегают на глубинах в интервале 950−1500 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по месторождению составляет 4,2−4,7 на залежи среднего карбона, 5,6 м в бобриковском горизонте и 24,1 в турнейском ярусе. Коэффициент пористости по месторождению меняется в пределах от 9 до 19%, коэффициент проницаемости — от 0,035 до 0,32 мкм². Пластовое давление и температура 10−14 МПа и 22−25 ⁰С соответственно.

С начала разработки добыто нефти 4,837 млн. тонн нефти, что составляет 34,9% от балансовых и 95,4% от извлекаемых запасов месторождения, в т. ч. по турнейской залежи добыто 3245,306 тыс. тонн, из залежи бобриковского горизонта добыто 1452,451 тыс. тонн, из залежей среднего карбона извлечено 139,074 тыс. тонн. На скважины, эксплуатирующие карбонатные пласты, приходится 58,5% общей добычи нефти по месторождению.

Действующий фонд добывающих скважин месторождения составляет 42 скважины, из них ШСНУ — 83%, УЭЦН — 17%. Среднесуточный дебит месторождения по нефти составляет 44 т/сут, по жидкости — 1334,5 т/сут., средний дебит одной скважины в сутки по нефти равен 1,04 т/сут, по жидкости 31,77 т/сут. Фонд нефтяных скважин высокообводненный — 90,5% скважин имеют обводнённость выше 50%.

Обводнённость по месторождению достигла значения 96,0%, по турнейскому ярусу — 96,7%, по бобриковскому горизонту — 94,8%, по залежам среднего карбона — 26,2%.