Ялыкское. 1 геологический раздел общие сведения о Ялыкском месторождении

• Название: 1 геологический раздел общие сведения о Ялыкском месторождении
• Дата: 14.07.2022
• Размер: 2.4 Mb.
• Имя файла: Ялыкское.docx
• Тип: Документы; #630569

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1. 
   Общие сведения о Ялыкском месторождении
   

Ялыкский участок недр (лицензия ИЖВ 16062 НЭ от 10.05.2016 г.) расположен на территории Сарапульского административного района Удмуртской Республики и включает в себя Ялыкское месторождение.

Верхняя граница: нижняя граница почвенного слоя, а при его отсутствии – граница земной поверхности и дна водоемов и водотоков.

Нижняя граница: 100 м ниже подошвы нижнего продуктивного пласта.

Статус участка недр – горный отвод.

Площадь участка недр составляет 10,4 км².

В административном отношении Ялыкское месторождение расположено на территории Сарапульского района Удмуртской Республики, в 75 км к юго-востоку от г. Ижевска.

Ближайшие разрабатываемые нефтяные месторождения: Костоватовское, Ельниковское, Западно-Ежовское, Западно-Ельниковское и Орешниковское (Рисунок1.1).



Рисунок 1.1 – Обзорная карта района работ



В трех км к северу от скважины №1870 проходит немагистральный нефтепровод.

В 14 км к западу от района работ проходит асфальтированная автомобильная дорога Ижевск-Сарапул-Каракулино. От шоссейной дороги до месторождения проходят проселочные дороги (от д. Соколовка около 5 км), которые являются труднопроходимыми для автотранспорта в период весенне-осенних распутиц. В 10-12 км к северо-востоку от месторождения проходит железная дорога Ижевск-Агрыз-Камбарка. Ближайшие железнодорожные станции: Камбарка с переправой через р. Каму – в 13 км к востоку, Сарапул – в 23 км к северу от месторождения.

В орогидрографическом отношении площадь месторождения принадлежит бассейну р. Камы и представляет собой слабовсхолмленную равнину, изрезанную густой овражной и речной сетью с перепадами рельефа от +140 до +190 м. В климатическом отношении район относится к зоне умеренно-континентального климата с коротким прохладным летом и продолжительной зимой. Период отрицательных температур начинается в конце октября и заканчивается в первой половине апреля. В зимние месяцы морозы иногда достигают минус 40-50°С. Глубина промерзания грунта – 1,6-1,8 м, а толщина снежного покрова составляет 60-80 см. Основная часть площади месторождения занята сельскохозяйственными угодьями. Почвы района серые, лесные. В экономике района ведущую роль играет сельскохозяйственное производство и нефтедобыча.

Основу энергетической системы района составляет ЛЭП-110 кВт, который проходит в 1 км к западу от Ялыкского месторождения.

Основная часть района работ занята сельскохозяйственными угодьями. Почвы района серые, лесные.

2. 
   Тектоника
   

В тектоническом плане месторождение находится в пределах Верхнекамской впадины в юго-восточной бортовой части Сарапульского прогиба ККСП, в зоне развития карбонатного массива верхнефранско-фаменского возраста (рисунок 1.2). Отличительной особенностью исследуемой площади является наличие обширной зоны эрозионных врезов визейского возраста, сформировавшихся в результате эрозионно-аккумулятивных процессов. Эррозионные врезы заполнены глинисто-песчано-алевритовыми породами радаевско-бобриковского возраста. Приуроченное к зоне врезов Ялыкское поднятие, представляет собой турнейский останец, занимающий более высокое гипсометрическое положение по отношению к «размытым» участкам турнейской палеосуши.

Представления о тектоническом строении района работ даны на основании схемы строения кристаллического фундамента и схемы строения верхнедевонско-турнейского палеошельфа, составленных КамНИИКИГС (В.М. Проворов).

В районе Ялыкского месторождения, как и в пределах всей Удмуртской Республики, выделяются два структурно-тектонических комплекса: комплекс кристаллического фундамента и комплекс осадочного чехла.

Кристаллический фундамент в пределах месторождения данными бурения не вскрыт. По данным региональных геофизических исследований предполагается блоковое строение кристаллического фундамента. В палеозойских отложениях Ялыкское поднятие представляет собой брахиантиклинальную структуру неправильной формы, осложненной двумя сводами. Преимущественно все залежи в среднекаменноугольных и нижнекаменноугольных отложениях контролируются тем и/или иным (восточным и/или западным) сводами Ялыкского поднятия.








Рисунок 1.2 – Фрагмент схемы «Тектоническое нефтегазогеологическое районирование Удмуртской Республики», подготовленной ФГУП НПЦ «Недра» КамНИИКИГС в 2001 г.

1.3 Характеристика продуктивных горизонтов

Продуктивный пласт П3 подольского горизонта, по данным керна, представлен известняками, темно-серо-коричневыми, скрыто-
мелкокристаллическими, тонко-трещинными, местами кавернозными, с запахом УВ и выпотами нефти; доломитизированными известняками, и в меньшей степени доломитами. Наблюдаются включения кальцита. Цементирующим материалом является микрозернистый кальцит.

Продуктивный пласт К1 каширского горизонта, по данным керна, представлен известняками детритово-фораминиферовыми. Наблюдаются включения продолговатых зерен ангидрита до 10 мм. Цементирующим материалом является микрозернистый кальцит. Полостное пространство образовано межфрагментными, реже внутрифрагментными порами, связанными с выщелачиванием микрозернистого кальцита цемента и органогенных остатков. Поры неправильной формы, размером от 0,1-0,3 мм. Вмещающие их породы состоят из тонкозернистых доломитов и перекристаллизованных известняков. Доломиты от светло-серого до темно-серого цвета, неоднородные, с крупными включениями ангидрита графитно-серого цвета.

Продуктивные пласты К2, К3 каширского горизонта керном не охарактеризованы, сложены карбонатными породами (известняками и, в меньшей степени, доломитами), аналогичными породам пластов К1, К4.

Продуктивный пласт К4 каширского горизонта, по данным керна, представлен известняками, известняками доломитистыми и, в меньшей степени, доломитами известковистыми.

Проницаемые прослои продуктивного пласта сложены известняками с прослойками доломитов. Известняки органогенные: водорослево-фораминиферовые, фораминиферовые, детритово-фораминиферовые, детритовые. Цементирующий материал известняков представлен микрозернистым кальцитом. Полостное пространство образовано межфрагментными, реже внутрифрагментными порами, связанными с выщелачиванием микрозернистого кальцита цемента и органогенных остатков. Поры неправильной формы, размером 0,02-0,3 мм.

Доломиты микро- и тонкозернистые, с реликтами органогенной структуры, состоят из ромбоэдрических и неправильно ромбоэдрических

зерен доломита, размером до 0,03-0,04 мм. Органогенные остатки (20-40%) представлены раковинками фораминифер плохой сохранности, реже обломками раковин брахиопод, размером до 0,7 мм, чаще всего полностью доломитизированных или сульфатизированных. В образовании порового пространства доломитов участвуют межзерновые (вторичные) поры катагенетической перекристаллизации, частично поры катагенетического выщелачивания. Форма пор угловатая и многогранная. Размер пор колеблется от 0,01 до 1,0 мм, встречаются каверны размером до 5 мм. В подошве пласта, толщиной 1,0-3,0 м, отмечается доломитизация пористых, органогенных известняков, в результате чего, резко снижаются фильтрационные свойства пласта, при довольно высоких значениях пористости, породы являются непроницаемыми.

Непроницаемые прослои в коллекторах представлены плотными разностями известняков микро- и тонкозернистых, реже детритовых, глинистых и доломитов микрозернистых, тонкозернистых, глинистых.

Продуктивные пласты В-0'', В-0 верейского горизонта сложены известняками органогенными (органогенно-детритовыми, детритово-фораминиферовыми), реже тонкозернистыми с органогенным детритом.

Органогенно-детритовые известняки на 60-85% сложены разнообразными по величине скелетными останками морских беспозвоночных животных (фораминифер, иглокожих, брахиопод), постоянно присутствуют обрывки известковых водорослей. Органогенный материал плохой сохранности. Размер детрита от 0,1 до 2-3 мм, преобладают менее 1,0 мм. Цемент представлен разнозернистым, от тонко до крупнозернистого, кальцитом (0,02-3,5 мм), общее содержание цемента не превышает 10-15 %. Тип цемента неполнопоровый, регенерационный. Полостное пространство образовано межфрагментными, частично фрагментными порами, разнообразной формы, размером 0,01-0,8 мм.

Известняки детритово-фораминиферовые состоят из раковинок фораминифер (более 50 %) плохой, реже удовлетворительной сохранности, размером, в основном 0,3-0,5 мм, редко до 1,5 мм. Органогенный детрит представлен обломками раковин брахиопод, пелиципод, криноидей, обрывками водорослей. Размеры органогенных остатков до 5 мм. Цемент представлен перекристаллизованным, разнозернистым кальцитом, от тонко- до крупнозернистого, общее содержание до 10-15%. Типы цемента: поровый, регенерационный, редко-крустификационный. Полостное пространство образовано межфрагментными порами диакатагенетического выщелачивания и частично фрагментными порами, разнообразной формы. Размер пор колеблется от 0,01 до 1,0 мм.

Известняки тонкозернистые с органогенным детритом состоят из однородной тонкозернистой кальцитовой массы, в которой неравномерно распределен органогенный детрит: фораминиферы, брахиоподы, остракоды, иглокожие, известковые водоросли. Органогенный материал плохой сохранности. Полостное пространство известняков образовано, в основном, порами выщелачивания цементирующего кальцита между органогенными остатками. Форма пор неправильная, обусловленная контурами органогенных остатков. Размер пор колеблется от 0,02 до 0,7 мм.

Непроницаемые прослои пластов представлены микро и тонкозернистыми известняками и интенсивно перекристаллизованными органогенными известняками, реже микро-тонкозернистыми доломитами и тонкими прослойками аргиллитов и глинистых алевролитов.

Продуктивный пласт В-I верейского горизонта сложен органогенными известняками: водорослевыми, фораминиферово-водорослевыми, детритово-фораминиферовыми, детритово-водорослевыми, детритовыми. Цементирующий материал представлен разнозернистым перекристаллизованным кальцитом до 20%. Типы цемента: поровый и регенерационный. Поровое пространство образовано межфрагментными и вторичными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер колеблется от 0,01 до 0,8 мм.
Непроницаемые прослои пласта представлены микро и тонкозернистыми известняками и интенсивно перекристаллизованными

органогенными.

Продуктивный пласт В-II верейского горизонта сложен известняками биоморфными (водорослевыми, фораминиферовыми, водорослево-фораминиферовыми) и детритово-биоморфными (детритово-водорослевыми, детритово-фораминиферовыми), детритовыми и известняковыми раковинными песчаниками. Цементирующий материал известняков представлен разнозернистым кальцитом и составляет от 2 до 15%. Типы цемента: поровый, крустификационный и регенерационный. Поровое пространство образовано межфрагментными и внутрифрагментными порами выщелачивания. Форма пор неправильная, размер пор колеблется от 0,01 до 1,0 мм.

Из органогенных остатков отмечаются известковые водоросли, иглокожие, брахиоподы. Размер обломков колеблется от 0,1 до 1,0 мм, обычно не более 0,5 мм. Цемент составляет до 10% и представлен разнозернистым (тонко-крупнозернистым) кальцитом. Тип цемента поровый, крустификационный. Полостное пространство образовано межфрагментными, внутрифрагментными порами катагенетического выщелачивания. Форма пор неправильная. Размер пор – 0,08-1,0 мм.

Непроницаемые прослои пласта представлены известняками детритовыми, микро- тонкозернистыми с органогенным детритом, реже перекристаллизованными, органогенными. В нижней части пласта отмечаются доломиты микро- тонкозернистые, неравномерно глинистые и известковистые, толщиной до 3 м. Вмещающие породы верейских пластов представлены аргиллитами известковистыми и плотными разностями известняков органогенных и микро-тонкозернистых, глинистых.

Продуктивный пласт C-II визейского яруса сложен песчаниками темно-буровато-коричневыми, кварцевыми, мелкозернистыми, массивными, равномерно нефтенасыщенными и алевролитами темно-серыми, кварцевыми,
разнозернистыми, глинистыми, с линзовидной слоистостью, текстурами взмучивания и ходами илоедов. В линзочках песчаного материала отмечаются выпоты нефти.

Продуктивный пласт C-III визейского яруса представлен песчаниками и алевролитами. Песчаники светло-серые и темно-буровато-коричневые, кварцевые, мелкозернистые, массивные, неравномерно глинистые, равномерно нефтенасыщенные, с неотчетливой пологоволнистой слоистостью, а также с обуглившимися растительными остатками, корешками растений. Алевролиты темно-серые, кварцевые, разнозернистые, массивные, прослоям с линзовидной слоистостью, текстурами взмучивания, ходами илоедов, в линзочках песчаного материала отмечаются выпоты нефти.

Продуктивный пласт C-IV визейского яруса сложен песчаниками темно-буровато-коричневыми, кварцевыми, мелкозернистыми, массивными, равномерно нефтенасыщенными и алевролитами темно-серыми, кварцевыми, разнозернистыми, прослойками с линзовидной слоистостью, с выпотами нефти в линзочках песчаного материала, текстурами взмучивания, ходами илоедов.

Продуктивные пласты C-V-VI визейского яруса представлены алевролитами и песчаниками. Алевролиты темно-серые, зеленовато-серые, кварцевые, мелко- и разнозернистые, глинистые, массивные, нефтенасыщенные, с текстурами взмучивания, с косой пологоволнистой и линзовидной слоистостью и ходами илоедов. В линзочках песчаного материала отмечаются выпоты нефти. Наблюдаются включения пирита. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, с обуглившимися растительными остатками, нефтенасыщенные. Экранами продуктивных пропластков являются аргиллиты зеленовато-серые и темно-серые, почти черные, алевритистые, углистые, плитчатые, с включениями пирита.

Продуктивный пласт C₁t-I турнейского яруса, по данным керна, представлен известняками серыми органогенными, плотными, с пологоволнистой слоистостью, со стилолитовыми швами, выполненными темно-серым глинистым материалом.
1.3.1 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

При задании свойств флюидов использовались аналитические данные:

• 
  свойства пластовой и поверхностной нефти;
  
• 
  физико-химические свойства пластовой воды.
  

Использованные при моделировании PVT-свойства приведены в таблицах 1.1-1.2.

Таблица 1.1 – Основные свойства пластовых жидкостей и характеристики коллекторов, использованные при моделировании залежей среднего карбона

Свойства	Подольско-верейско-каширский объект
	пласт П3	пласт К1	пласт К2	пласт К3	пласт К4	пласт В-0''	пласт В-0	пласт В-I	пласт В-II
Вязкость нефти, мПа·с	10,7	10,7	14,8	14,8	9,9	18,1	18,1	18,1	18,1
Объемный коэффициент нефти, д.ед.	1,035	1,035	1,024	1,024	1,045	1,019	1,019	1,019	1,019
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	0,872	0,874	0,880	0,880	0,871	0,885	0,885	0,885	0,885
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3	1,162	1,162	1,162	1,162	1,162	1,167	1,167	1,167	1,167
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1,66	1,66	1,66	1,66	1,66	1,65	1,65	1,65	1,65
Сжимаемость воды, 10-4/МПа	4,7	4,7	4,7	4,7	4,7	4,7	4,7	4,7	4,7
Сжимаемость пор породы, 10-4/МПа	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5
Сжимаемость нефти, 10-4/МПа	5,9	5,9	6,7	6,7	5,9	6,0	6,0	6,0	6,0

Таблица 1.2 – Основные свойства пластовых жидкостей и характеристики коллекторов, использованные при моделировании залежей нижнего карбона

Свойства	Визейский объект		Турнейский объект
	пласты C-II-VI, район 1880	пласты C-II-VI, район 301	пласт C1t-I, район 1880	пласт C1t-I, район 301
Вязкость нефти, мПа·с	23,4	23,4	21,1	19,4
Объемный коэффициент нефти, д.ед.	1,022	1,022	1,024	1,030
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	0,893	0,893	0,892	0,891
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3	1,176	1,176	1,176	1,176
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1,44	1,44	1,44	1,44
Сжимаемость воды, 10-4/МПа	4,5	4,5	4,0	4,0
Сжимаемость пор породы, 10-4/МПа	1,5	1,5	4,5	4,5
Сжимаемость нефти, 10-4/МПа	6,1	6,1	4,6	4,6

В качестве исходных относительных фазовых проницаемостей в моделях использовались зависимости кривых ОФП, рассчитанные по обобщенным зависимостям, установленным в результате статистической обработки результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой по методике С. А. Кундина и И. Ф. Куранова.

1.3.2 Компонентный состав растворенного в нефти газа

Растворенный в нефти газ изучался при стандартном разгазировании девяти пластовых проб нефти из каширских, трех пластовых проб нефти из верейских, шести пластовых проб из визейских и одной пластовой пробы из турнейских отложений, отобранных в скважинах №1896, №1895, №1870, №302, №301.
По продуктивным пластам каширского горизонта содержание азота изменяется от 24,1 до 39,7% – газ азотно-углеводородный, плотность газа по воздуху изменяется от 1,2773 до 1,3450. Содержание углекислого газа от 0,22 до 1,24 %мол.

По составу растворенный в нефти газ верейских отложений является азотным (содержание азота 56,27% мол) и характеризуется плотностью от 1,154 до 1,182. Содержание углекислого газа от 0,1 до 0,32% мол.

По составу растворенный в нефти газ визейских отложений также является азотным (содержание азота 53,7% мол) и характеризуется плотностью от 1,161 до 1,274. Содержание углекислого газа от 0,1 до 0,83 %мол, гелия – 0,08 %мол.

По составу растворенный в нефти газ продуктивного пласта турнейского яруса является азотным (содержание азота 53,07% мол) и характеризуется плотностью от 1,2252 до 1,2381. Содержание углекислого газа от 1,82 до 2,8% мол.

1.3.3 Свойства и состав пластовых вод

В гидрохимическом отношении пластовые воды каширских отложений являются рассолами хлоркальциевого типа плотностью от 1,153 до 1,169 г/см3 (в среднем 1,162 г/см3), с общей минерализацией 220,7-250,89 г/л (в среднем 242,68 г/л).

По аналогии с соседними месторождениями воды верейского водоносного комплекса являются рассолами хлоркальциевого типа с минерализацией 228,64-276,2 г/л (в среднем – 252,63 г/л), плотностью в пластовых условиях – 1,16-1,175 г/см3 (в среднем – 1,167 г/см3).

По аналогии с соседними месторождениями воды окско-башкирского водоносного комплекса являются рассолами хлоркальциевого типа с минерализацией 218,0 г/л и плотностью в пластовых условиях 1,15 г/см3.

В гидрохимическом отношении пластовые воды визейских отложений являются рассолами хлоркальциевого типа плотностью 1,173 г/см3 с общей минерализацией 237,94-292,6 г/л (в среднем – 261,6 г/л).
В гидрохимическом отношении пластовые воды турнейских отложений Ялыкского месторождения являются рассолами хлоркальциевого типа плотностью от 1,17 до 1,18 г/см3 (в среднем 1,176 г/см3) с общей минерализацией 248,3-292,6 г/л (в среднем – 264,94 г/л).

1.4 Осложняющие факторы на месторождении, влияющие на разработку

Основные осложнения, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации скважин Ялыкского месторождения, включают в себя:

а) вынос песка и прочих мехпримесей, абразивный износ оборудования;

б) коррозия оборудования;

в) отложение парафина, смол, асфальтенов и солей в подземном и наземном оборудовании;

г) образование стойких водонефтяных эмульсий.

Осложняющие факторы на месторождениях различаются по своей интенсивности и, как следствие, методам борьбы с ними. В большинстве случаев нефтедобывающие предприятия придерживаются единой системы управления осложнениями, а именно:

1. 
   Исследование и анализ причин появления осложняющих факторов, а также их интенсивность.
   
2. 
   Разработка мероприятий по снижению отрицательного влияния осложнений на технико-экономические показатели.
   
3. 
   Реализация мероприятий с уточнением объёмов и сроков работ. Постоянный контроль за исполнением.
   
4. 
   Оценка эффективности проведённых работ по борьбе с осложнениями.
   
5. 
   Проведение испытаний новых технологий по борьбе с осложнениями.
   

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

   1. 
      Текущее состояние разработки месторождения
      

Промышленная нефтеносность Ялыкского месторождения связана с карбонатными отложениями подольского, каширского и верейского горизонтов среднего карбона, терригенными отложениями визейского яруса, карбонатными отложениями турнейского яруса нижнего карбона.

Проектными решениями действующего проектного документа на месторождении предусматривалось выделение трех эксплуатационных объектов: подольско-верейско-каширского, визейского и турнейского. По состоянию на 01.01.2019 г. в разработке находятся подольско-верейско-каширский и визейский объекты, в полном соответствии с проектом.

По состоянию на 01.01.2019 г. накопленная добыча нефти по месторождению в целом составила 1 464,0 тыс. т, накопленная добыча жидкости – 2 311,5 тыс. т. Текущий КИН – 0,111 при утвержденном 0,395, отбор от НИЗ – 29,3% при средней обводненности продукции 50,2 %. С начала разработки в продуктивные пласты закачано 323,9 тыс. м3, накопленная компенсация отборов жидкости составила 13,7 %.

В 2018 г. добыто 418,3 тыс. т нефти, 839,8 тыс. т жидкости, закачано в продуктивные пласты 303,5 тыс. м³. Текущая компенсация отборов жидкости составляет 37,2 %. Средний дебит нефти составил 34,0 т/сут, средний дебит жидкости – 68,3 т/сут.

Добыча нефти на Ялыкском месторождении ведется с 2005 г., максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2017 г. и составляет 482,1 тыс. т при темпе отбора от НИЗ – 8,4%.

Основным объектом, определяющим добычу на Ялыкском месторождении, является визейский – 77,6 % от накопленной и 77,7 % от текущей добычи нефти. Темпы отбора здесь сегодня выдерживаются близкими максимальным. Текущий период роста добычи нефти непосредственно связан с этапом интенсивного разбуривания месторождения.
Таблица 2.1 – Основные технологические показатели по объектам разработки

Ялыкского месторождения по состоянию на 01.01.2019 г.

Показатели	Ед. изм.	Объект разработки			В целом
		Подольско-верейско-каширский	Визейский	Тур-нейский
Год ввода в разработку	год	2015	2005		2005
Начальные геологические запасы категории В1	тыс. т.	5 179	7 669	376	13 224
Доля НГЗ в общем объеме запасов	%	39.2	58.0	2.8
Начальные извлекаемые запасы категории В1	тыс. т.	1 858	3 029	109	4 996
Доля НИЗ в общем объеме запасов	%	37.2	60.6	2.2
Утвержденный КИН (запасы категории В1)	д.ед.	0.359	0.395	0.290	0.378
Показатели разработки на 01.01.2019 г.
Год выхода на максимальный уровень	год	2017	2017		2017
Максимальная добыча нефти	тыс. т.	112.7	369.5		482.2
Темп отбора от НИЗ при макс. уровне доб. нефти	%	6.1	12.2		9.7
Накопленная добыча нефти	тыс. т.	326	1 138		1 464.0
Доля в общей добыче	%	22.4	77.6
Накопленная добыча жидкости	тыс. т.	395.9	1 915.6		2 211.5
Отбор от НИЗ	%	17.6	37.5		29.3
Накопленный водонефтяной фактор	т/т	0.2	0.7		0.5
Текущие показатели за 2018 г.
Текущий КИН	д. ед.	0.063	0.148		0.111
Остаточные геологические запасы	тыс. т.	4 851.6	6 531.9	376	11 759.5
Остаточные извлекаемые запасы	тыс. т.	1 530.6	1 891.9	109	3 531.5

Продолжение таблицы 2.1

Доля ост. извл. запасов в общем объеме запасов	%	43.3	53.6	3.1
Кратность запасов	лет	16.4	5.8		8.4
Добыча нефти	тыс. т.	93.3	324.9		418.2
Добыча жидкости	тыс. т.	127.4	712.4		839.8
Темп отбора от НИЗ	%	5.0	10.7		8.4
Темп отбора от ТИЗ	%	6.1	17.2		11.8
ОИЗ на одну добывающую скважину	тыс.т / скв	56.7	49.8		90.6
Накопленная добыча нефти на одну доб. скв.	тыс.т / скв	12.1	29.9		37.6
Фонд добывающих скважин	скв.	27	38		39
в т.ч. действующий	скв.	27	38		39
Обводненность продукции	%	26.8	54.4		50.2
Средний дебит по нефти	т/сут	10.8	26.8		20.2
Средний дебит по жидкости	т/сут	14.8	31.9		24.8

Динамика основных показателей разработки Ялыкского месторождения приведена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 – Динамика основных показателей разработки Ялыкского месторождения

2.2 Анализ работы фонда скважин подольско-верейско-каширского объекта

За всю историю разработки в добыче нефти на подольско-верейско-каширском объекте участвовало 27 скважин. Накопленная добыча нефти на одну скважину составляет 12,1 тыс. т, жидкости – 14,7 тыс. т.

По состоянию на 01.01.2019 г. действующий добывающий фонд на объекте составляет 27 скважин, дебит нефти находится в диапазоне 1,1-23,2 т/сут, обводненность – 1,0-89,0%.

Добыча нефти ведется механизированным способом. Целевое забойное давление, принимаемое как 0,75 от давления насыщения, установлено на уровне 3,9 МПа. Забойные давления, с которыми работают скважины действующего фонда, представлены на рисунке 3.5. Как видно из рисунка, большинство скважин работают с забойным давлением, меньшим, чем оптимальное, что не является критичным при низком газовом факторе. Коэффициент эксплуатации добывающего фонда скважин за 2018 г. составил 0,940, коэффициент использования – 1,0.

2.3 Состояние пластового давления на подольско-верейско-каширском объекте

Подольско-верейско-каширский объект, вплоть до 2018 г. разрабатывался на естественном режиме. С 2018 г., в соответствии с проектными решениями, на объекте начато формирование площадной системы заводнения по обращенной семиточечной схеме путем внедрения оборудования для ОРЗ с визейским объектом.

Начальное пластовое давление на объекте составляло 10,7 МПа, текущее средневзвешенное по площади – 6,2 МПа (снизилось на 42%). Давление насыщения принято на уровне 5,2 МПа. Энергетическое состояние вызывает тревогу, для реализации потенциала объекта требуется организация системы поддержания пластового давления – выводы, сделанные в действующем документе совершенно справедливы.
На рисунке 2.2 приведена динамика среднего пластового давления, обводненности, добычи жидкости и отбора от НИЗ по подольско-верейско-каширскому объекту.



Рисунок 2.2 – Динамика среднего пластового давления, обводненности, добычи жидкости на подольско-верейско-каширском объекте

2.4 Анализ текущего состояния разработки визейского объекта

Решениями действующего проектного документа предусматривалось бурение семи добывающих скважин (2018 г.), перевод одной скважины в ППД.

В 2018 г. пробурено девять скважин. В течение 2018 г. две скважины переведены под закачку воды. Таким образом, проектные решения по вводу скважин выполняются, опережающее развитие системы отбора сопровождается симметричными мерами в части организации ППД.

Динамика основных показателей разработки визейского объекта представлена на рисунке 3.7. Карты текущих и накопленных отборов визейского объекта приведены в графических приложениях 27, 29.

Визейский объект введен в разработку в 2005 г, находится в стадии интенсивного разбуривания. За весь период разработки объекта добыто 1 138,0 тыс. т нефти, что составляет 37,6 % от начальных извлекаемых запасов при обводненности 16,1%. Текущий КИН – 0,148 при утвержденном значении 0,395. Накопленная добыча жидкости составляет 1 915,6 тыс. т. С конца 2017 г., в соответствии с проектными решениями, на объекте в районе скважины № 301 начато формирование площадной системы заводнения по обращенной семиточечной схеме путем перевода добывающих скважин под закачку воды. С начала разработки в продуктивные пласты закачано 281,3 тыс. м3 воды, накопленная компенсация отборов жидкости составила 15 %.

В 2018 г. добыто 324,9 тыс. т нефти, 712,4 тыс. т жидкости, закачано в продуктивные пласты 260,9 тыс. м3 воды. Текущая компенсация отборов жидкости составила 37,6%. Средний дебит нефти составил 26,8 т/сут, средний дебит жидкости – 58,7 т/сут, средняя приемистость – 225,2 м3/сут.