Каталог

Помощь

Корзина

Оценка состояния и уточнение проектных технологических показателей разработки Смольниковского месторождения

Оригинальный документ?

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ3

I.       ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1. Общие сведения о месторождении4

2. Геолого-физическая характеристика месторождения5

3. Геологическое строение залежей8

4. Свойства и состав нефти, газа и воды11

5. Запасы нефти и газа13

6. Выводы15

II.    ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1. История разработки16

2. Основные решения по разработке19

3. Анализ текущего состояния разработки21

3.1 Сравнение проектных и фактических показателей21

3.2   Характеристика отборов нефти, газа и воды24

3.3   Характеристика фонда скважин25

3.4   Основные показатели разработки31

3.5   Характеристика системы воздействия на пласт32

3.6   Характеристика энергетического состояния объекта34

3.7   Динамика обводнения залежи36

4. Результаты исследований37

5. Анализ эффективности ГТМ41

6. Обоснование выделения эксплуатационных объектов45

7. Обоснование технологий и рабочих агентов для воздействия на залежь47

8. Уточнение проектного фонда скважин48

9. Уточнение технологических показателей разработки52

10. Вывод56

III.  ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1. Показатели экономической оценки59

2. Экономические условия расчетов59

3. Капитальные вложения60

4. Эксплуатационные затраты61

5. Налоговая система62

6. Источники финансирования65

7. Результаты экономической оценки65

8. Выводы69

ЗАКЛЮЧЕНИЕ70

Список литературы72

 

ВВЕДЕНИЕ.

 

В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в росте трудноизвлекаемой нефти, увеличении количества вводимых в разработку месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, увеличении удельного веса карбонатных коллекторов с высоковязкой нефтью, повышении количества скважин с высокой обводненностью.

В этих условиях особое внимание следует уделить совершенствованию проектирования систем разработки вновь вводимых в эксплуатацию нефтяных месторождений, которое в свою очередь невозможно осуществить без детальной оценки текущего состояния разработки уже введенных в эксплуатацию залежей.

В ходе разработки Смольниковского месторождения утвержденная геологическая модель претерпела существенные изменения за счет разделения ранее единой структуры на восемь поднятий и как следствие резкое сокращение площадей нефтеносности верейских (до 73%) и башкирских (до 57%) залежей. При оперативной переоценке запасов нефти  в 2005 году утвержденные запасы уменьшились в среднем на 60% по категориям С12. По причине сокращения площадей уменьшится проектный фонд скважин, а соответственно фактические технологические показатели будут значительно отставать от проектных. В связи с этим актуален вопрос пересмотра утвержденных проектных решений в области фонда скважин и технологических показателей.

 Задачей данной работы является на примере Смольниковского месторождения анализ текущего состояния разработки, анализ эффективности проведенных ГТМ, уточнение фонда скважин, уточнение основных технологических показателей разработки, составление рекомендаций по дальнейшей разработке месторождения, расчет экономической эффективности от реализации проекта.

I. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

 

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Смольниковское месторождение расположено в северной части Удмуртской Республики на территории Дебесского и, частично, Игринского районов, в 95 км северо-восточнее г. Ижевска. В 10-12 км к юго-западу от месторождения находится разрабатываемое Лозолюкско-Зуринское месторождение.

Непосредственно на территории месторождения расположены деревни Смольники, Наговицино, Ирым. Районный центр – с.Дебессы расположено в 15 км к востоку. К северу от месторождения проходит железнодорожная магистраль Москва-Пермь, с ближайшей станцией в поселке Кез. В южной части месторождения проходит асфальтированная дорога Ижевск-Игра-Пермь, а вдоль нее  – магистральный нефтепровод Сургут-Полоцк.

В орографическом отношении месторождение расположено в бассейнах речек Ирымка, Чепыкерка и Люк, которые являются левобережными притоками реки Чепца, пересекающей всю Удмуртию с юго-востока на северо-запад. Некоторые мелкие притоки этих рек имеют заболоченные поймы.

Территория месторождения представляет собой слабо-расчленённую возвышенность. Абсолютные отметки рельефа меняются от  +247 м на водоразделах до +165 м в долинах рек.

  Источником питьевого водоснабжения могут служить пресные воды верхнепермского водоносного комплекса.

Климат района работ континентальный, с коротким летом и продолжительной  холодной зимой. Средняя температура воздуха зимой – минус 14,8 0С;  летом - +17,5 0С. Ниже 0 0С температура длится с конца октября до первой половины апреля. Среднегодовое количество осадков  - 510 мм.

2. ГЕОЛОГОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

В таблице 1 приведены основные геологические характеристики и коллекторские свойства пластов по башкирско-верейскому объекту.

На Смольниковском месторождении нефти выявлены следующие пласты [5]:

1.     Верейского горизонта: В-II, В-IIIа, В-IIIб.

2.     Башкирского яруса: А4-0, А4-1, А4-2, А4-3.

Все пласты пластового сводового типа, по типу коллектора – карбонатные. Что касается литологии продуктивного пласта, пласты сложены органогенными известняками такими как фораминиф и детрит.

Наибольшую площадь нефтеносности по уточненной геологической модели имеет пласт А4-1 , а наибольшие запасы нефти и проницаемость -  пласт В-II.

Пласты верейского горизонта имеют пористость больше (0.19) чем пласты башкирского яруса  (0.13 – 0.15).

Для разработки Смольниковского месторождения выделен один башкирско-верейский [1] объект разработки, так как пласты идентичны как по строению, геолого-физической характеристике, так и по свойствам нефти (см. табл. 3). Также после проведения технико-экономического анализа оказалось нерентабельно разрабатывать пласты раздельно.

Структурные карты по кровле пластов В-II и А4-1 представлены в Приложениях 1 и 2 соответственно.

Таблица 1

Геологическая характеристика и коллекторские свойства продуктивных пластов.

 

 

 

Верей

Башкир

В среднем по объекту Бш+В

NN

П О К А З А Т Е Л И

единица

п/п

 

измерений

   В2

   В3а

   В3б

   А 4-0

А 4-1

1

Тип залежи по геологическому

 

пластовая

пластовая

пластовая

Пластовая

пластовая

пластовая

 

строению

 

сводовая

сводовая

сводовая

Сводовая

сводовая

сводовая

2

 по характеру углеводородов

 

нефтяная

нефтяная

нефтяная

Нефтяная

нефтяная

нефтяная

3

Тип коллектора

 

каpбонатн.

каpбонатн.

каpбонатн.

каpбонатн.

каpбонатн.

каpбонатн.

4

Литология пpодуктивного

 

оpганогенные

оpганогенные

оpганогенные

оpганогенные

оpганогенные

оpганогенные

 

пласта

 

известняки

известняки

известняки

известняки

известняки

известняки

 

 

 

(фоpаминиф,

(фоpаминиф,

(фоpаминиф,

(фоpаминиф,

(фоpаминиф,

(фоpаминиф,

 

 

 

детpит,pаков.)

детpит,pаков.)

детpит,pаков.)

детpит,pаков.)

детpит,pаков.)

детpит,pаков.)

5

Пористость

 коэфф.

0.19

0.19

0.19

0.15

0.13

0.173

6

Проницаемость

 мкм2

0.078

0.025

0.036

0.046

0.026

0.052

7

Толщина:                                  общая

    м

2.8

1.4

1.3

1.2

3.9

21.6

8

нефтенасыщенная

    м

2.35

1.32

0.74

0.62

1.63

5.57

9

газонасыщенная

    м

0

0

0

0

0

0

10

эффективная

    м

2.8

1.4

1.1

1.2

2.0

 

11

Площадь нефтеносности

 тыс.м2

48749

45703

18155

12573

40097

48749

12

Абсолютная отметка ВНК

    м

-1112

-1121

-1120

-1124

-1131

 

13

Количество прослоев

 

1

1

1

2

2

 

14

Давление пластовое

   атм

13.2

13.3

13.2

-

13.6

13.3

15

Глубина залегания

    м

1321

1327

1332

1339

1343

 

16

Уд. продуктивность

m3*10/m.сут.MПа

1.40

0.74

0.83

0.2

1.86

 

17

Размеры залежи  (длина/ширина)

   км

13*9.0

13*5.5

6.5*3.5

7.6*1.6

11.5*8.4

 

18

                высота

    м

11.0

13.0

8.0

7.0

11.0

 

19

Газосодеpжание

  m3/т

 

 

 

 

 

30.2

20

Газовый  фактор

  m3/т

26.5

30.2

35.4

-

37.1

 

21

Дебит нефти пpи pазведке

  т/сут.

9.0

4.1

3.8

5.6

10.6

 

22

Гидpопpоводность

m2*10 /Па.с

5.85

1.50

1.27

0.25

1.57

 

23

Пpиведенный pадиус

    м

0.15

0.15

0.15

0.15

0.15

 

24

Давление насыщения

   атм

6.2

5.8

7.4

-

6.5

6.2

25

Температура пласта

    C

28.0

28.2

28.0

-

28.8

28.0

26

Коэффициент:     пересчетный

   б/p

0.923

0.927

0.913

0.912

0.912

0.9174

27

                    об"емный

   б/p

1.083

1.079

1.095

-

1.097

1.086

28

              нефтенасыщения

   б/p

0.71

0.70

0.70

0.76

0.74

0.717

29

             нефтеизвлечения

   б/p

0.457

0.457

0.457

0.289

0.289

0.42

30

               песчанистости

   б/p

0,79

0,8

0,51

0,6

0,5

0.31

31

              расчлененности

   б/p

1

1,2

1,3

1

2,3

5,36

 

 

 


3.  ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖИ.

На Смольниковском месторождении разведочным и эксплуатационным  бурением выделены три пласта верейского горизонта (В-II, В-IIIа, В-IIIб) и четыре залежи башкирского яруса (А4-0, А4-1, А4-2, А4-3). Сводный литологический разрез представлен в Приложении 3.

По ранее утвержденной геологической модели [1] единая структура сложного очертания делилась на три поднятия: северное, юго-западное и южное, которые контролируют залежи нефти с разными уровнями ВНК. Но в ходе дальнейшего разбуривания ранее единая  структура  разделилась на восемь поднятий [5], контролирующих самостоятельные залежи с разными условными уровнями ВНК: южное поднятие (район скв. 647),  три восточных поднятия (район скв.646),  северное (район скв.641), северо-западное (район скв. 150) и два юго-западных поднятия (район скв. 642).

Залежь пласта В-II промышленно-нефтеносна на северо-западном, северном, южном и трех восточных поднятиях. На юго-западных поднятиях был получен непромышленный приток нефти. Тип залежи – пластовый сводовый.

Промышленные залежи пласта В-Ша приурочены к северо-западному, северному, южному и трем восточным поднятиям. На юго-западных поднятиях пласт-коллектор замещен на непроницаемые разности пород. Тип залежи – пластовый сводовый.

Залежь пласта В-Шб прмышленно-нефтеносна на северном, южном и трех восточных поднятиях. На юго-западных поднятиях пласт-коллектор замещен на непроницаемые разности пород, а на северо-западном поднятии нефтеносность не установлена, по данным ГИС характер насыщения в скв.150 однозначно не определен. Южное поднятие делится на две части обширной зоной замещения коллектора непроницаемыми породами. На сесверном поднятии также присутствует зона замещения коллектора. Тип залежи – пластовый сводовый.

Промышленные залежи пласта А4-0  приурочены к южному и трем восточным поднятиям. Пласт-коллектор развит неповсеместно, выделена обширная зона замещения севере и западе, а также небольшие зоны на юге и востоке. Тип залежи – пластовый сводовый.

По уточненной геологической модели залежь пласта А4-1 имеет наибольшую площадь развития и охватывает все поднятия единым контуром нефтеносности, за исключением трех поднятий в восточной части, которые отделяются от основной залежи небольшим прогибом. Тип залежи – пластовый сводовый.

Промышленные залежи пласта А4-2  приурочены к северо-западному, северному и южному поднятиям. На остальных поднятиях пласт замещен неколлектором. Тип залежи – пластовый сводовый.

Пласт А4-3 по данной геологической модели имеет наименьшую площадь и промышленно-нефтеносен только на южном поднятии, да и то только на малой его части. Тип залежи – пластовый сводовый.

Все пласты сложены карбонатными коллекторами, которые представляют собой органогенные известняки (фораминиф, детрит, раковины).

Эффективные толщины выдержаны по площади. Изменение толщины пласта вполне закономерно, так как мощность каждой залежи уменьшается от купола к крыльям пласта. По проницаемости и пористости все пласты являются однородными. Как было сказано выше, имеются в некоторых случаях зоны замещения коллектора на неколлектор, то есть определенные пласты имеют зональную неоднородность по площади. Слоистые неоднородности не выявлены.

Виды неоднородности пластов количественно выражают через коэффициенты: песчанистости, расчлененности. Под коэффициентом песчанистости [3] для каждой скважины понимается отношение эффективной мощности к общей мощности пласта (от кровли до подошвы), т.е.:

 Виды неоднородности пластов количественно выражают через коэффициенты                                                                  (1)

Под коэффициентом расчлененности Кр [3] подразумевается  отношение числа песчаных пластов, суммированных по всем скважинам, к общему числу скважин. Для Смольниковского месторождения Кп=0,67, Кр=5,36.

Пласты являются изотропными. Природный режим нефтяных залежей упруго-воднапорный. Газовая шапка отсутствует.


4.     Свойства и состав нефти, газа и воды

Таблица 2

NN

ПОКАЗАТЕЛИ

единица

 

 

   Смольниковское местоpождение

 

 

в целом

п/п

 

измерений

   В2

   В3а

   В3б

   Бш0

   Бш1

по об"екту

1

Удельный вес нефти,в поверхн. условиях

 г/см3

0.844

0.845

0.842

-

0.849

 

2

Удельный вес нефти,в пластовых условиях

 г/см3

0.815

0.823

0.814

-

0.822

0.818

3

Вязкость нефти в поверхн.условиях (t-20)

 МПа*с

10.98

8.9

8.89

-

10.03

 

4

Вязкость нефти в пластовых условиях

 МПа*с

4.2

4.6

4.1

-

4.7

4.4

5

Hачало кипения нефти

    С

 

 

 

 

 

 

6

Выход легких фракций при t-300

    %

48.8

50.0

48.4

-

48.9

 

7

Состав нефти:  сера

    %

0.73

0.80

0.73

-

0.72

0.74

8

               смолы

    %

10.95

10.39

12.54

-

12.2

 

9

               асфальтены

    %

2.28

1.91

2.55

-

2.92

 

10

               парафин

    %

6.79

5.40

6.45

-

5.40

6.13

11

Классификация нефтей по содеpжанию:              сеpы

 

сеpнист.

сеpнист.

сеpнист.

-

сеpнист.

 

12

                                    смол

 

малосмолист.

малосмолист.

малосмолист.

-

малосмолист.

 

13

                                парафина

 

высокопаpаф.

паpафинист.

высокопаpаф.

-

паpафинист.

 

14

Состав газа: метан

    %

12.0

10.5

9.7

-

8.8

 

15

             азот

    %

22.1

21.6

22.3

-

20.8

 

16

             этан

    %

19.0

20.0

20.0

-

19.2

 

17

             пропан

    %

26.6

28.2

28.7

-

30.6

 

18

             гелий

    %

0.012

0.011

0.008

-

0.006

 

19

             сероводород

    %

0

0

0

-

0

 

20

             углекислый газ

    %

1.07

0.65

0.5

-

0.7

 

21

             изобутан

    %

4.2

4.4

4.2

-

4.3

 

22

             Н-бутан

    %

9.4

9.5

9.6

-

10.2

 

23

             изопентан

    %

2.3

2.2

2.3

-

2.4

 

24

             Н-пентан

    %

1.9

1.9

1.9

-

2.0

 

25

             гексан

    %

0.8

0.7

0.7

-

0.9

 

26

             водоpод

    %

0.3

0.3

0.2

-

0.2

 

27

Относит.плотн.газа pаствоp.в нефти(по возд.)

г/см3

1.331

1.347

1.352

-

1.384

 

28

Удельный вес пластовой воды

г/см3

1.181

1.187

1.179

-

1.180

1.18

29

Вязкость пластовой воды в пласт.условиях

 МПа*с

 

 

 

 

 

1.0

30

Минерализация пластовой воды

  г/л

264.4

272.4

259.4

-

260.0

 

31

Коэффициент метаморфизации

  б/p

0.69

0.69

0.68

-

0.71

 

32

Коэффициент cульфатности

  б/p

0.21

0.22

0.23

-

0.24

 

33

Тип воды (по В.А.Сулину)

 

хлоpкальц.

хлоpкальц.

хлоpкальц.

хлоpкальц.

хлоpкальц.

 

34

Содеpжание ионов в пластовой воде:

 

 

 

 

 

 

 

35

                                 Сl

мг-экв/л

4641.45

4793.1

4574.15

4715.24

4546.22

 

36

                                 SO

мг-экв/л

9.99

10.49

10.36

10.89

10.68

 

37

                                 HCO

мг-экв/л

0.37

0.1

0.038

0

0.85

 

38

                                 Сa

мг-экв/л

1063.89

1002.0

953.78

1046.16

936.77

 

39

                                 Mg

мг-экв/л

407.22

516.13

540.41

488.75

382.71

 

40

                                 Na +K

мг-экв/л

3177.76

3285.57

3090.36

3191.22

3244.46

 

41

                                 NH4

мг-экв/л

124.6мг/л

109.7

120.34

175.26

148.5

 

42

                                 J

мг-экв/л

14.57мг/л

13.03

13.08

14.37

11.75

 

43

                                 Br

мг-экв/л

699.79мг/л

746.55

719.93

686.18

639.97

 

44

                                 B2O3

мг-экв/л

69.04мг/л

69.04

48.33

65.8

115.51

 


Согласно принятым  классификациям  пластовые нефти залежей среднего карбона Смольниковского месторождения маловязкие (< 5 мПа*с),  легкие  по плотности в пластовых условиях (до 0,870 г/см3).

По составу растворенный в нефти газ является углеводородно-азотным.

В гидрохимическом отношении пластовые воды среднего карбона месторождения являются рассолами хлоркальциевого типа, обогащенными йодом, бромом и другими химическими элементами.

 

5.  Запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов

На 01.01.05 г. на учете в Государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ по Смольниковскому  месторождению в целом  числятся:

-начальные запасы нефти (геологические/извлекаемые) по категории С1 - 26171 / 10968 тыс. т, по категории С2 - 4707 / 2030 тыс.т, в том числе:

- по  верейским отложениям  по категории С1 – 20267/9262 тыс.т, по категории С2 – 3991/1824 тыс.т

- по башкирским отложениям по категории С1 – 5904/1706 тыс.т, по категории С2 – 716/206 тыс.т

 Величина КИН была утверждена для  верейских пластов - 0,457; для башкирских – 0,289.

Начальные запасы, уточненные в «Авторском надзоре…», 2003 г. составляют: по категории С1 - 9411 тыс.т/ 3047 тыс. т, по категории С2 - 1506 тыс.т/ 466 тыс. т.

По оперативной переоценке запасов [6] по уточненной геологической модели (2005 г.) в целом по Смольниковскому месторождению начальные геологические/извлекаемые  составили: по категории С1 -10076 / 3599 тыс.т, по категории С2 - 457 / 164 тыс.т, в том числе:

- по верейским отложениям по категории С1 - 4086/1868 тыс.т, по категории С2 - 192/88 тыс.т

- по башкирским отложениям по категории С1 - 5990/1731 тыс.т, по категории С2 - 265/76 тыс.т.

При оперативной переоценке запасов нефти средневзвешенные  значения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности по залежам уточнены с учетом данных вновь пробуренных оценочной и эксплуатационных скважин. Интервал изменения средних значений составил:

- коэффициентов пористости по верейским залежам  - 0,15-0,21 (утвержденный – 0,19); по башкирским залежам - 0,123-0,155 (утвержденные  0,13-0,15);

-коэффициентов  нефтенасыщенности по верейским залежам - 0,61-0,70 (утвержденные - 0,70-0,71), по  башкирским залежам - 0,69-0,88 (утвержденные -  0,74-0,76).

Плотность нефти, пересчетный коэффициент  и коэффициент извлечения нефти для  верейских и башкирских залежей приняты на уровне утвержденных .

[6] приведено в таблице 3.


Таблица 3

Сопоставление ранее утвержденных и уточненных запасов нефти 

Пласт

Кате-гория

Геологические запасы, тыс.т.

Извлекаемые запасы, тыс.т.

Утверж-

денный

КИН

 

Утверж -денные

Авторск.

 (2003 г.)

2005 г

   + -   *

    %

Утверж-

денные

Авторск.

 (2003 г.)

 

2005

  + -  *

%

Верей

С12

24258

7026

4278

-19980

-82

11086

2389

1956

-9130

-82

0,457

Башкир

С12

6620

3891

6255

-365

-5,5

1912

1124

1807

-105

-5,5

0,289

В+Бш

С12

30878

10917

10533

-20345

-66

12998

3513

3763

-9235

-71

 

*) сопоставление утвержденных запасов с уточненными 01.05.2005 г

  

6. ВЫВОДЫ

 

1. Утвержденная геологическая модель претерпела существенные изменения за счет разделения ранее единой структуры на восемь поднятий и как следствие резкое сокращение площадей залежей.

2.  Основная причина уменьшения запасов связана с сокращением площади нефтеносности залежей по уточненной модели для верейских залежей (пласты В-II, B-IIIa, B-IIIб)    до 73 %, для башкирских залежей (пласты А4-0, А4-1)    до 57 %.

3.  Действительно возникла необходимость в уточнении проектных технологических показателей разработки, так как в результате сокращения площади нефтеносности будет существенно изменен фонд скважин, а соответственно и технологические показатели.

  

II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.

1.  ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ

 В 1990 г. ПГО «Удмуртгеология»  выполнен подсчет запасов Смольниковского месторождения по пластам верейского горизонта (В-II, В-IIIа, В- IIIб) и башкирского яруса (А4-0, А4-1)  [7] на базе данных бурения 10 поисково-разведочных, 76 структурно-параметрических  скважин и сейсморазведочных работ МОГТ 2D (1978, 1987 г.г.). Утвержденные начальные запасы нефти (геологические/извлекаемые) составили 26171/10968 тыс. т. по  категории С1 и 4707/2030 тыс. т. по категории С2  (протокол ЦКЗ от 22.01.92 г.)

Керн был отобран во всех поисково-разведочных скважинах. Освещенность керном в процентах от общей толщины колеблется от 41 % (пласты В-II, А4-0, А4-1) до 15 % (пласты В-IIIб и В-IIIа).

В процессе бурения было опробовано 23 объекта, в эксплуатационной колонне испытано 33 объекта.

Нижние пределы проницаемости и пористости  из-за ограниченности фактического материала были приняты  по аналогии с Лозолюкско - Зуринским месторождением:

- проницаемость 0,001 мкм2 для верейских и башкирских пластов;

- пористость для верейских пластов - 10 %,  для башкирских пластов – 7,9 %.

При определении параметров нефти были использованы данные по 30 представительным глубинным пробам нефти. Вязкость пластовой нефти изменяется от4,1 до 4,7 мПа*с, плотность нефти в поверхностных условиях  - от 0,842-0,849 г/см3. Растворенный в нефти газ имеет углеводородно-азотный состав.

В 2001 г. на базе утвержденных запасов ДООО  «БашНИПИнефть» составлена технологическая схема разработки Смольниковского месторождения [1]. Протоколом ЦКР технологическая схема была принята в качестве проекта пробной эксплуатации на три года с опережающим бурением 50 проектных скважин.

С апреля 2001 г. осуществляется эксплуатационное разбуривание месторождения.

В 2001-2003 г.г. на Смольниковском месторождении выполнены полевые электроразведочные работы по технологиям скважинно-поверхностной (СП ВРЭ-ВП) и наземной (ВРЭ-ВП) частотно-временной высокоразрешающей электроразведки с измерением параметра вызванной поляризации и произведена камеральная обработка полученных материалов .

В 2003 г. выполнен «Авторский надзор за реализацией проекта пробной эксплуатации с опережающим бурением  Смольниковского месторождения»[5]. На дату  составления документа пробурено 14 скважин проектного фонда, в которых проведены следующие исследования:

- отбор и исследования керна в скважине 270;

- испытание КИИ-146 в трех скважинах: скв. 175 (пласты А4-0+1 и А4-2), скв. 220 (пласт В-II), скв. 237 (пласт В-II);

- дифференцированное вскрытие пластов верейского горизонта и башкирского яруса произведено в скв. 237 (пласты В-II, В-IIIа) и скв. 269 (пласты А4-0+1 и А4-2).

В рамках «Авторского надзора …» было выполнено уточнение геологической модели месторождения с использованием данных сейсморазведочных работ МОГТ 2D, электроразведочных работ, результатов бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. Построение геологической модели месторождения осуществлено в программном комплексе Irap RMS фирмы Roxar Software Solution

По уточненной модели, единая структура сложного очертания разделилась на три поднятия: северное, юго-западное и южное, которые контролируют залежи нефти с разными уровнями ВНК. Эксплуатационным  бурением  выявлены новые залежи нефти в пластах  А4-2, А4-3 башкирского яруса.

В 2004 г. на Смольниковском месторождении проведены сейсморазведочные работы МОГТ 3D в объеме 110 км2. На основании комплексного исследования материалов сейсморазведочных работ МОГТ 3D  уточнены структурные планы поверхностей опорных отражающих горизонтов палеозойской группы ОГ III (D3fm), ОГ IIп1t), ОГ II (C1tl), ОГ IIб (C2b), ОГ IIв (C2mvr), ОГ (P1kg).  Построены структурные поверхности нефтепродуктивных пластов А4-2, А4-1, А4-0, B-II среднекаменноугольных отложений, прогнозные карты распределения эффективных и нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов.

По состоянию на 01.05.2005 г. пробурены 43 скважины из проектного фонда, в том числе после составления «Авторского надзора…» - 29 скважин. Во вновь пробуренных скважинах выполнены следующие исследования:

- отбор и исследования керна в скв.150, 256, 304, 270;

- отбор проб пластовой нефти в скв.150;

- испытание КИИ-146 в скв.150 (пласты В-II, А4-1 и А4-2), скв.158 (пласты В-IIIа,   А4-1), скв.239 (пласт В-II).

Результаты всех вышеперечисленных работ позволили уточнить утвержденную геологическую модель :  ранее единая  структура  разделилась на восемь поднятий, контролирующих самостоятельные залежи с разными условными уровнями ВНК. О наличии прогибов между поднятиями свидетельствуют данные сейсморазведочных работ 3D, а также результаты  бурения эксплуатационных скв.158, 175, 190, 220, 236, 257, 275, 285, 304 и разведочных скв. 620, 646.

При оперативной переоценке запасов по уточненной  геологической модели категоризация запасов нефти в пределах поднятий, приуроченных к районам скв.641, 647, 646, 150  осталась без изменения относительно утвержденной категории С1(1992 г.).

 Два небольших поднятия (единое по пласту А4-1) в восточной и одно -  в западной частях   месторождения не подтверждены бурением и имеют  предполагаемую нефтеносность, запасы нефти  по которым  отнесены к категории С2 . 

Основой для структурных построений по залежам верейского  горизонта и башкирского яруса послужила уточненная структурная карта  по ОГ-IIб (кровля башкирских отложений), построенная по результатам сейсморазведочных работ 3D с учётом новых данных  глубокого бурения.

 Обоснование водонефтяных контактов произведено по данным  испытания в колонне  и данным ГИС в разведочных скважинах, также с учетом  данных  эксплуатационного бурения и эксплуатации скважин. Произведена корректировка абсолютных отметок залегания пластов в 15–ти наклонно-направленных  скважинах,  имеющих большое удлинение,  из них в 11-ти скважинах (скв.157, 175, 220, 236, 237, 251, 252, 253, 255, 285, 286) уточнение гипсометрии было выполнено при увязке материалов ПГИС и структурных построений по результатам сейсморазведочных работ 3D. В рамках данной работы, при уточнении геологического строения залежей, с целью увязки положения  гипсометрии  пластов с обоснованными условными уровнями ВНК, выполнены корректировки абсолютных отметок еще по 4 скважинам:

-  скв.173 (удл.225,9 м) поднята на 3,1 м по нефтеносному пласту А4-2 до принятого условного уровня ВНК (-1130,3 м);

-  скв.271 (удл.172,5 м) опущена на 1, 8 м по водоносному пласту А4-3 до принятого условного уровня ВНК (-1130,5 м);

-  скв.274 (удл.164,1 м) поднята на 1,1 м по нефтеносному пласту А4-2  до принятого условного уровня ВНК (-1130,1 м);

-  скв.304 (удл.33,77 м) опущена на 3,5 м по водоносному пласту В-II до принятого условного уровня ВНК (-1110,0 м).

 

2. ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ

В 2001 году ДООО «БашНИПИнефть» составляет «Технологическую схему разработки Смольниковского нефтяного месторождения» [1], которая утверждается, как проект пробной эксплуатации на 3 года с опережающим бурением 50 проектных скважин с принципиальными положениями третьего варианта:

- выделение единого башкирско-верейского объекта разработки;

- разбуривание объекта по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400 м;

внедрение площадного заводнения по обращенной девятиточечной системе;

- довыработка запасов по пласту В-II боковыми горизонтальными стволами;

- для интенсификации добычи нефти рекомендованы солянокислотные обработки, обработки призабойной зоны растворителями, пенокислотные обработки, применение алюмохлорида и др.

- после разбуривания и уточнения геологического строения месторождения предложены опытные работы по закачке оторочки раствора полимера БП-92 (район скважины 647).

Протоколом ЦКР по утверждению технологической схемы (№ 2812 от 07.02.2002г) предусматривалось представить в Минтопэнерго России ОАО «Белкамнефть» и «Башнипинефть» программу проведения исследовательских и опытно-промышленных работ, предусматривающую:

1. Отбор керна не менее чем в 5 скважинах и отбор пластовых флюидов;

2. Проведение лабораторных исследований по вытеснению нефти водой с целью получения фазовых проницаемостей и коэффициента вытеснения по верейскому горизонту и башкирскому ярусу;

3. ОАО «Белкамнефть» во время проведения пробной эксплуатации обеспечить:

3.1. вторичное вскрытие пластов дифференцировано по верейскому горизонту и башкирскому ярусу;

3.2. проведение опытной дифференцированной закачки воды для определения приемистости и оптимального давления закачки по верейскому горизонту и башкирскому ярусу;

3.3. определение степени воздействия дифференцированной закачки на продуктивные пласты в окружающих добывающих скважинах;

3.4. проведение комплекса гидродинамических исследований по скважинам в начальной стадии эксплуатации;

3.5. опытно-промышленную закачку БП-92 раздельно в верейский горизонт и башкирский ярус;

4. Ежегодно в рамках авторского надзора представлять информацию о выполнении данной программы;

  

3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ.

 

3.1. Сравнение проектных и фактических показателей.

Сравнение представлено в таблице 4. Сравним показатели отдельно по годам:

· В 2001 году фактическая добыча нефти больше проектной на 3,6 тыс.т (+25,7 %), накопленная на 3,8 тыс. т., что связано с превышением фактического фонда  добывающих скважин над проектным, в связи с опережением проекта началом разбуривания месторождения.

· За 2002 год фактическая годовая добыча нефти на уровне проектного показателя.  При этом, по переходящему фонду добыча нефти превысила проект на 12 тыс.т (+87 %),  т. е. почти в 2 раза. По новому фонду добыча нефти ниже проектной в три раза и составила 5,7 тыс.т при проектной - 17,0 тыс.т. Недобор нефти по новым скважинам объясняется меньшим, чем предусматривалось проектом, количеством введенных скважин (введено 3 скважины по проекту - 13) и меньшими дебитами нефти (факт - 7,0 т/сут по проекту - 12,0 т/сут). Снижение среднего дебита новых скважин объясняется вводом в эксплуатацию скважины 251, пробуренной в зоне ВНК и имевшей высокую начальную обводненность продукции (72,6 %). Накопленная добыча нефти, незначительно, превысила проект и составила 98,4 тыс.т при проектной 93,9 тыс.т (+ 4,8 %). Проектом предусматривался ввод одной нагнетательной скважины и годовая закачка воды в объеме 9,3 тыс.м3, фактически закачка воды не производилась.


Таблица 4

Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Показатели

2001 г.

2002 г.

2003 г. 

2004 г. 

проект  (технол. схема)

факт

проект (технол. схема)

факт

проект (технол. схема)

факт

проект (технол. схема)

факт

Добыча нефти всего, тыс.т/год

14

17,62

30,8

31,49

55,2

43,10

90,80

125,67

       в т.ч.    из переходящих скважин

14

13,85

13,783

25,78

42,484

32,05

77,78

64,72

                   из новых скважин

0

3,768

17,017

5,712

12,716

11,05

13,02

60,96

                   за счет метода повышения нефтеизвлечения

0

0

0

0

0

0

0

0

Накопленная добыча нефти, тыс.т

63,1

66,92

93,9

98,41

149,1

141,51

239,90

267,18

         в т.ч. за счет метода нефтеизвлечения

 

 

 

 

 

 

 

 

 Отбор от НИЗ,  %*

0,6

0,6

0,9

0,89

1,4

1,30

2,20

2,44

Темп отбора от нач. утв. извлекаемых запасов, %*              

0,13

0,16

0,28

0,29

0,5

0,39

0,83

1,15

Темп отбора от тек. утв. извлекаемых запасов, %*                                  

0,13

0,16

0,28

0,29

0,51

0,40

0,84

1,16

Обводненность среднегодовая (весовая), %

7

10,7

3,6

13,2

2,8

12,9

3,60

8,5

Добыча жидкости, всего, тыс.т/год

15,1

19,74

32

36,29

56,8

49,45

94,20

137,31

              в т.ч. из переходящих

15,1

15,6

14,8

28,149

44

37,29

81,10

73,84

                        из новых

0

4,1

17,1

8,14

12,8

12,16

13,10

63,48

                        насосным способом

15,1

19,74

32

36,29

56,8

49,45

94,20

137,31

Накопленная добыча жидкости, тыс.т

65,5

70,42

97,4

106,7

154,2

156,16

248,40

293,47

Закачка рабочего агента накопленная, тыс.м3

0

0

9,3

0

55,7

3,92

169,50

48,37

                       годовая, тыс.м3/год

0

0

9,3

0

46,4

3,92

113,80

44,45

Компенсация отборов жидкости в пласт. условиях:

 

 

 

 

 

 

 

 

                       текущая,  %

0

0

23

0

64

6,0

95,0

26,0

                       накопленная, %

0

0

8,5

0

30,4

2,0

56

13,0

Эксплуатационное бурение, всего, тыс.м

0

13,5

20

0

32

25,29

32,00

23,41

Ввод добывающих скважин, шт.

0

5

13

3

17

10

16

17

Выбытие добывающих скважин, шт.

0

0

0

0

0

1

0

4

             в т.ч. под закачку

0

0

0

0

0

1

0

3

Фонд добывающих скважин на конец года, шт

4

9

17

13

34

21

50

34

             в т.ч. нагнетательных в отработке,

0

0

0

0

0

0

0

0

                       механизированых,

4

9

17

13

34

21

50

34

                       новых

0

5

13

3

17

10

16

17

Действующий фонд добыв. скв. на конец года, шт

2

8

10

11

21

20

31

34

Перевод скв. на механизированную добычу, шт.

0

0

0

0

0

0

0

0

Ввод нагнетательных скважин под закачку, шт.

0

0

2

0

4

1

6

3

Выбытие нагнетательных скважин, шт.

0

0

0

0

0

0

0

0

Фонд нагнетательных скв. на конец года,шт.

0

0

2

0

6

1

12

4

Действующий  фонд нагнет. скв. на конец года,шт.

0

0

1

0

3

1

7

4

Среднесуточный дебит одной добывающей скв.

 

 

 

 

 

 

 

 

                     по нефти, т/сут

10,1

13,6

13,3

9,4

9,8

8,9

9,8

13,2

                     по жидкости, т/сут

10,9

15,3

13,8

10,9

10,1

10,2

10,2

14,4

Среднесуточный дебит новой скважины, т/сут

 

 

 

 

 

 

 

 

                     по нефти, т/сут

0

12,4

11,9

6,6

6,8

10,0

7,0

20,5

                     по жидкости, т/сут

0

13,6

12

9,4

6,8

11,0

7,4

21,4

Количество дней  экспл. одной новой скважины, сут

0

61

110

288,6

110

110

110

175

Среднесуточная приемистость нагнет. скв., м3/сут

0

0

27

0

66,9

48,40

65,7

66,7

Среднее давление на забоях добыв. скважин, МПа

6-7 

-

6-7 

-

6-7 

3,5-7

6-7

3-8

Пластовое давление в зоне отбора, МПа

 - 

-

-

-

-

11,7

 

11,3

Газовый фактор, м3

31,5

31,5

31,5

31,5

31,5

31,5

31,5

31,5

Коэффициент использования фонда скважин,  д. ед.

0,7

0,89

0,7

0,846

0,7

0,952

0,62

1,0

Коэффициент эксплуат. скважин, д. ед,

0,86

0,825

0,86

0,854

0,86

0,942

0,86

0,907

Коэффициент нефтеизвлечения,  д. ед.                                         

0,002

0,0026

0,004

0,0038

0,006

0,0054

0,009

0,010

  

·    По итогам 2003 года фактическая добыча нефти составила 43,096 тыс.т, что меньше проектного показателя на 12,104 тыс.т. Отставание годовой добычи нефти по переходящему фонду скважин составило 10,432 тыс.т в связи с тем, что фактический дебит нефти переходящих скважин оказался ниже проектного на 2,8 т/сут из-за повышенной обводненности продукции переходящего фонда скважин (фактическая обводненность составила 14,06 %, расчетная по проекту - 3,5 %). Освоена под закачку одна нагнетательная скважина (скв. 251), по проекту предусматривались 3 нагнетательные скважины. Фактическая годовая закачка воды в объект разработки составила 3,920 тыс.м3, что меньше проектного уровня закачки на 42,488 . Дебит нефти новых скважин составил 10,0 т/сут, что больше проектного показателя на 3,0 т/сут. При меньшем количестве введенных в эксплуатацию новых скважин (факт - 10, по проекту - 17 скв.), отставание от проектного уровня годовой добычи нефти из новых скважин составило 1,670 тыс.т.

·     По итогам 2004 года фактическая добыча нефти составила 125,674 тыс.т, что больше проектного показателя на 34,874 тыс.т. Несмотря на большой добывной потенциал ранее пробуренных скважин, вошедших в состав переходящего фонда, отставание годовой добычи нефти по переходящему фонду скважин составило 13,062 тыс.т, в связи с тем, что фактический дебит нефти переходящих скважин оказался ниже проектного на 0,6 т/сут. из-за повышенной обводненности продукции переходящего фонда скважин (фактическая обводненность составила 12,4 %, расчетная по проекту 4,1 %), а так же снижением коэффициента эксплуатации скважин с 0,935 в 2003 году до 0,892 в 2004 г. 

Освоены  под закачку три нагнетательные скважины. Всего под закачкой находилось 4 скважины, по проекту предусматривалось 7 нагнетательных скважин. Фактическая годовая закачка воды в объект разработки составила 44,450 тыс.м3, что меньше проектного уровня закачки на 69,350 тыс.м3. Систематический дефицит закачки воды привел к снижению пластового давления в зоне разработки объекта на 2,0 МПа, что естественно сказалось на качестве работы добывающего фонда скважин.  Дебит нефти новых скважин составил 20,7 т/сут, что больше проектного показателя на 13,7 т/сут. Количество введенных в эксплуатацию новых скважин 17 при проектном показателе 16 скважин, превышение фактической годовой добычи над проектным уровнем годовой добычи нефти из новых скважин составило 47,936 тыс.т.


3.2. Характеристика отборов нефти, газа и воды

Месторождение находится в начальной стадии разработки. По состоянию на 01.05.2005 г. накопленная добыча нефти составила 330,114 тыс.т, или 2,5 % от НИЗ. С 2001 г. по май 2005 г. среднесуточная добыча нефти по месторождению возросла в 11,3 раза и составляет 530,0 т/сут, годовая  довыча нефти, за этот же период, возросла с 17,619 тыс. т. в 2001 г. до 125,674 тыс.т. в 2004 г. Высокие темпы роста добычи нефти связаны с бурением и вводом в эксплуатацию новых добывающих скважин.  

             За период с 01.06.2001 - 01.05.2005 г.г. пробурено и введено в эксплуатацию 38 новых скважин в том числе:

- 2001 год введено в эксплуатацию 5 новых скважин со средним дебитом нефти - 12,4 т/сут и обводненностью продукции - 9,0 %;

- 2002 год введено в эксплуатацию 3 скважины со средним дебитом нефти - 6,6 т/сут и обводненностью - 29,8 %;

- 2003 год введено 10 новых добывающих скважин со средним дебитом нефти - 10,0 т/сут  и обводненностью добываемой продукции - 9,2 %;

- 2004 год введено в эксплуатацию 17 новых добывающих скважин со средним дебитом нефти - 20,5 т/сут и обводненностью продукции - 4,0 %;

- за 4 месяца 2005 года введены 3 скважины со средним дебитом нефти - 21,9 т/сут, обводненность продукции - 5,2 %.

Бурение новых скважин велось, в основном, на южном поднятии (р-он скв.647) месторождения (33 скв.), на северном поднятии (р-оны скв.150, 641) пробурено 5 скважин в 2003 году. Средний дебит нефти одной новой скважины на северном поднятии составил 6,7 т/сут, обводненность продукции - 16,3 %. Пробуренные в том же году 5 скважин на южном поднятии имели средний дебит нефти - 9,1 т/сут, обводненность- 3,2 %, (граф.прил.17). Более высокий дебит нефти скважин южного поднятия предопределил порядок разбуривания месторождения.  

По состоянию на 01.01.2005 г. средний дебит действующей скважины по нефти составляет 16,2 т/сут, по жидкости - 19,9 т/сут, обводненность продукции - 18,4 %:

в т.ч. - по скважинам, эксплуатирующимся установками ЭЦН средний дебит нефти - 27,8 т/сут, дебит жидкости - 35,5 т/сут, обводненность - 21,5 %;

- по скважинам, оборудованным глубинными штанговыми насосами, средний дебит нефти составил 14,3 т/сут, дебит жидкости - 17,3 т/сут, обводненность - 17,3 %. 

- рост дебитов, в основном, связан с проведением ГТМ и оптимизацией работы скважин. 69% фонда добывающих скважин (25 скв.) эксплуатируют совместно верейские и башкирские залежи, в 7-ми скважинах эксплуатируются только верейские залежи и в 6-ти скважинах - башкирские.

3.3.  Характеристика фонда скважин.

С  07.1997г. по 01.2001г. на месторождении проводилась пробная эксплуатация четырёх разведочных скважин (скв.647, 641, 646, 642) с целью изучения фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов верейского горизонта и башкирского яруса для составления технологической схемы разработки месторождения.

Скважины 647, 641 были введены в пробную эксплуатацию в 1997г. фонтанным способом, причем в скв. 647, эксплуатировавшей пласты В-II, В-IIIа, В-IIIб верейского горизонта, добыча нефти фонтанным способом велась до конца пробной эксплуатации. Начальный дебит скважины - 30 т/сут безводной нефти при пластовом давлении - 13,5 МПа, забойном – 9,5 МПа. На 01.01.2001 г. из скважины было добыто 36,9 тыс. тонн нефти. Дебит нефти - 20,4 т/сут, обводненность - 4,8 %. Пластовое давление - 9,6 МПа, забойное -  7,4 МПа.

Скв. 641 была введена в пробную эксплуатацию 11.1997 г. фонтанным способом. Эксплуатационный объект – пласт В-II. Начальный дебит скважины - 16 т/сут безводной нефти при пластовом давлении - 13,2 МПа, забойном – 10,0 МПа. Через 8 месяцев, в связи со снижением пластового давления, переведена на механизированный способ эксплуатации.  На 01.01.2001 г. из скважины было добыто 11,1 тыс. т нефти. Дебит нефти -           14,9 т/сут, обводненность - 13,4 %. Пластовое давление - 10,3 МПа, забойное -7,7 МПа.

Скв. 646 введена в пробную эксплуатацию 07.2000 г. Добыча нефти велась механизированным способом (ШГН). Объект эксплуатации верейско-башкирский (пласты: В-IIIа, В-IIIб, А4-1). Начальный дебит - 5,3 т/сут безводной нефти, при забойном давлении -       4,6 МПа. Замеры пластового давления не производились. На 01.01.2001 г. из скважины было добыто 1,117 тыс. т нефти. Дебит нефти- 6,8 т/сут, обводненность  - 31,1 %. Пластовое давление не замерялось, забойное - 4,4 МПа.

Скв. 642 введена в пробную эксплуатацию 08.2000 г. Добыча нефти велась механизированным способом (ШГН). Объект эксплуатации верейско-башкирский (пласты: В-II,  А4-1). Начальный дебит - 3,4 т/сут безводной нефти, при забойном давлении - 2,8 МПа. 

Замеры пластового давления не производились. На 01.01.2001 г. из скважины было добыто 0,2 тыс. тонн нефти. Дебит нефти - 0,3 т/сут, обводненность - 84,5 %. Пластовое давление не замерялось, забойное - 2,3 МПа. Определение источника обводнения не производилось. Необходимо проведение исследовательских и ремонтно-изоляционных работ.

По результатам гидродинамических исследований основные фильтрационные характеристики башкирских и верейских продуктивных отложений оказались близкими.

Бурение эксплуатационных скважин на месторождении осуществляется с апреля 2001 года в соответствии с Технологической схемой разработки, которая утверждена в качестве проекта пробной эксплуатации на три года с опережающим бурением 50 проектных скважин.

На 01.05.2005г., на месторождении, пробуренный фонд составляет 46 скважин, т.е. разбуренность составляет 85,2 % от утвержденного количества скважин. Действующий фонд добывающих скважин – 36. В составе пробуренного фонда 3 скважины (скв. 158, 220, 257) используются для забора воды из серпуховского яруса для технологических целей и закачки воды для поддержания пластового давления. Всего под закачку воды переведено из добывающего фонда 5 скважин, в т.ч. в 2003 г. 1 скважина, в 2004 г. освоено 3 скважины и за четыре месяца 2005 г. - 1 скважина. По поднятиям фонд добывающих и нагнетательных скважин распределился следующим образом:

- северное поднятие (район скв.150, 641): добывающие скважины – 5, нагнетательные скважины – 1;

- южное поднятие (районы скв. 647, 646): добывающие скважины – 31, нагнетательные скважины – 5.

Состояние фонда скважин приведено в таблице 5.


Таблица 5

Состояние фонда скважин (на 01.05. 2005 г.)

Категория скважин

Характеристика фонда скважин

Объект

башкирско-верейский

Фонд добывающих

 Всего

36

скважин

 в том числе:

 

 

 действующие

36

 

 Из них фонтанные

-

 

 ЭЦН

6

 

 ШГН

30

Фонд нагнетательных

 Всего

6

скважин

 в том числе:

 

 

 под закачкой

5

 

 бездействующие

-

 

 в освоении после бурения

1

Специальные

 Всего

4

скважины

 Контрольные и пьезометрические

1

 

 Водозаборные

3

 Итого (пробуренный фонд):

46


Как видно из приведенных показателей, основная масса добывающих скважин (30) эксплуатируется глубинными штанговыми насосами. В основном применяются не вставные насосы с диаметром плунжера от 43 до 56 мм.  Недропользователем  ведется систематическая работа  по оптимизации работы добывающего фонда скважин, что обеспечивает максимально возможный отбор жидкости на данной стадии разработки.

Распределение скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности приведено в табл. 6, 7.

                                                                                     

Таблица 6

Распределение фонда скважин по дебитам нефти и обводненности

Интервал

обводненности, %

Диапазон дебитов нефти, т/сут

Всего

0-5

5,1-10

10,1-20

20,1-35

35,1-60

Скв.

%

0-5

1

1

5

6

2

15

41,7

5,1-20

1

2

6

2

0

11

30,6

20,1-50

1

0

3

1

0

5

13,9

50,1-90

3

1

0

0

0

4

11,1

более 90

1

0

0

0

0

1

2,8

всего

7

4

14

9

2

36

 

%

19,4

11,1

39

25

6

 

100

Таблица 7

Распределение фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности

                        

Интервал

обводненности, %

Диапазон дебитов жидкости, т/сут

Всего

 

0-5

5,1-10

10,1-20

20,1-35

35,1-60

скв.

%

0-5

1

1

5

6

2

15

42,0

5,1-20

0

3

6

2

0

11

30,6

20,1-50

0

1

0

3

1

5

13,9

50,1-90

0

3

0

0

1

4

11,1

более 90

0

0

1

0

0

1

2,8

всего

1

8

12

11

4

36

 

%

2,8

22,2

33,3

30,6

11,1

 

100

 

Среднесуточный дебит нефти 1 действующей скважины составляет 16,2 т/сут при средней обводненности 18,4 %, средний дебит жидкости 19,9 т/сут. Из общего фонда добывающих скважин, 7 скважин (19,4 %) имеют дебит нефти менее 5 т/сут; 4 скважины (11,1 %) – от 5 до 10 т/сут; 14 скважин (39 %) – от 10 до 20 т/сут. 31,0 % скважин имеет дебит нефти более 20 т/сут.

 26 скважин (72,3 %) имеют обводненность до 20,0 %, в т.ч. 15 скважин работают с обводненностью менее 5 %; 5 скважин (13,9 %) имеют обводненность от 50 до 90 и более процентов. 

Как уже отмечалось, все скважины эксплуатируются механизированным способом с применением глубинных штанговых насосов и погружных насосов ЭЦН. Глубина спуска насосов ЭЦН от 1320 до 1410 м, глубина погружения под динамический уровень от 200 до 400 м. Глубины спуска насосов ШГН в пределах 1100-1250 м. Погружение под динамический уровень от 100 до 500 м.

 

Таблица 8

Параметры эксплуатации добывающих скважин

по состоянию на 01.05.05 г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

№ п.п

     скв.

Дата ввода   в эксплу-атацию

Тип насоса,                    нач./тек.

Текущие

Параметры работы

Накоплен-ная добыча нефти, т

глуб. спуска насосн. оборуд.,  м

Ндин.,    м

qн,     т/сут

qж,      т/сут

обводненность,  %

нач.

текущ.

нач.

текущ.

нач.

текущ.

Южное поднятие  (р-н скв. 647)

верейские пласты

1

237

30.06.2003

НГН-2-44/НГН-2-56

1210

1118

12,3

11,8

12,8

14,2

4,0

17,1

12276

2

254

24.06.2003

НГН-2-44/НГН-2-44

1419

1077

12,6

20,7

12,85

21,5

4,0

3,8

7139

3

255

31.07.2003

НГН-2-44/НГН-2-44

1320

1068

12,8

18,8

13,8

19,4

6,8

3,2

6829

4

287

13.07.2004

НГН-2-44/НГН-2-56

1258

1136

20,7

29,0

22,1

30,3

6,4

4,2

7719

5

647

15.07.1997

фонт./НГН-2-44

1162

1076

30,0

4,9

30,0

5,1

0

5,2

62896

средние значения

 

1273,8

1095,0

17,7

17,0

18,3

18,1

4,3

6,7

96859

башкирские пласты

6

288

08.07.2004

НГН-2-56/НГН-2-56

1160

1036

36,9

23,1

38,4

35,6

4,0

35,1

11029

7

289

15.04.2004

НГН-2-44/НГН-2-44

1109

1030

14,2

6,5

14,4

6,7

1,7

3,0

2928

8

290

25.04.2004

НГН-2-44/ЭЦН-60

1400

1092

20,2

41,4

20,5

42,6

1,4

2,7

13143

9

302

31.07.2004

НГН-2-56/ЭЦН-60

1405

953

14,2

7,9

14,4

37,8

1,3

79,1

2661

средние значения

 

1268,5

1027,8

21,4

19,7

21,9

30,7

2,1

30,0

29761,0

верейско-башкирские пласты

10

150*

01.03.2004

фонт./ЭЦН-50

1350

-

12,8

26,2

13,0

27,4

1,5

4,4

4171

11

238

26.02.2004

НГН-2-44/НГН-2-44

1411

1026

8,3

16,9

9,0

18,1

7,2

6,4

5601

12

239

31.05.2004

НГН-2-56/НГН-2-56

1172,6

1135

13,4

14,3

13,5

15,5

1,1

7,9

6189

13

252

10.09.2001

НСВ-1-40/НГН-2-44

1108

1005

20,5

0,7

20,6

10,9

0,5

93,9

12389

14

253

29.07.2001

НГН-2-43/НГН-2-43

1174

1066

3,0

12,0

9,94

13,2

70,0

8,9

13865

15

256

02.03.2004

НГН-2-44/НГН-2-56

1150

1063

20,0

22,5

21,6

24,1

7,4

6,8

10164

16

268

24.12.2001

НГН-2-93/НГН-2-44

1000

934

9,0

16,7

9,1

19,3

1,2

13,3

6671

17

269

27.12.2001

НГН-2-93/НГН-2-56

1099

988

9,0

16,8

9,3

17,4

3,7

3,8

8510

18

271

30.11.2003

НГН-2-44/УЭЦН-30     

1360

943

5,0

18,0

5,1

18,8

1,9

4,0

3603

19

273

30.01.2004

НГН-2-44/НГН-2-56

1116

1068

13,6

7,1

14,6

7,6

6,9

6,6

8389

20

274

08.12.2004

НГН-2-56/НГН-2-56

1259

1169

13,7

11,2

23,4

20,3

41,5

44,9

1891

21

285

14.01.2002

НГН-2-43/НГН-2-44

1070

986

9,2

1,4

9,33

1,4

1,2

2,3

5140

22

286

12.02.2002

НГН-2-44/НГН-2-44

1166

1068

10,1

15,2

10,2

16,1

1,2

5,6

14965

23

291

06.01.2005

НГН-2-56/НГН-2-56

1256

946

32,8

16,4

34,2

17,1

4,1

4,1

2409

24

292

07.12.2004

НГН-2-56/НГН-2-56

1203

1180

16,2

17,5

23,4

26,0

30,9

32,7

2401

25

293

02.01.2005

НГН-2-56/НГН-2-44

1420

1055

21,3

20,3

22,2

21,4

4,1

5,4

2222

26

300

09.08.2004

НГН-2-44/ЭЦН-50

1326

564

5,0

16,4

5,1

17,1

1,7

4,4

1966

27

301

30.09.2004

НГН-2-56/НГН-2-56

1229

763

19,0

33,0

20,1

33,8

5,5

2,2

3944

28

303

13.02.2005

НГН-2-56/НГН-2-56

1266

900

25,7

24,6

27,6

25,9

6,8

4,9

1708

29

308

09.10.2004

НГН-2-56/НГН-2-56

1160

1049

29,5

25,5

30,4

26,7

2,7

4,7

5389

30

309*

23.09.2004

НГН-2-56/НГН-2-56

1209

1133

19,3

2,7

20,8

5,3

7,2

50,0

1380

31

646

22.07.2000

НГН-2-43/НГН-2-44

1160

1082

5,3

3,1

5,3

9,1

0

65,6

7953

средние значения

 

1212,0

1005,9

14,6

15,4

16,3

17,8

9,5

17,4

130920

В целом по южному поднятию

1251,4

1042,9

17,9

17,4

18,8

22,2

5,3

18,0

257540

Северное поднятие  (р-ны скв. 150, 641)

верейские пласты

32

174

15.08.2003

НГН-2-44/НГН-2-44

1074

1030,0

12,4

2,7

13,8

7,7

10,2

65,5

5701

33

641

28.11.1997

фонт./НГН-2-44

1108

728,0

16,0

3,7

16,0

8,3

0

55,2

25420

средние значения

 

1091,0

879,0

14,2

3,2

14,9

8,0

5,1

60,4

31121,0

башкирские пласты

34

157

21.09.2003

НГН-2-44/ЭЦН-60

1400

962,0

9,6

47,3

10,3

49,8

6,8

4,9

12031

35

175

07.08.2003

НГН-2-44/НГН-2-44

1264

1077,0

7,4

8,5

7,7

9,7

11,9

12,4

2390

средние значения

 

1332,0

1019,5

8,5

27,9

9,0

29,8

9,4

8,6

14421

верейско-башкирские пласты

36

173

31.08.2003

НГН-2-44/НГН-2-43

1301

1094,0

4,6

17,1

10,1

25,0

54,1

31,5

8680

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

В целом по северному поднятию

1241,3

997,5

9,1

16,1

11,3

20,9

22,9

33,5

54222,0

Итого по месторождению

1246,4

1020,2

13,5

16,7

15,1

21,6

14,1

25,8

311762,0

 

3.4. Основные показатели разработки месторождения.

Основные показатели разработки объекта за период 2001-2004 г.г. приведены в табл. 9.  

Таблица 9

Основные показатели разработки объекта

Показатели

2001 г.

2002 г.

2003 г.

2004 г.

Годовая добыча нефти (тыс.т.)

17,619

31,492

43,096

125,674

в т.ч. по новым скважинам

3,768

5,712

11,048

60,956

Процент изменения добычи нефти (%)

-15,0

-13,9

1,2

-3,3

Темп отбора от НИЗ (%)

0,16

0,29

0,39

1,15

Накопленная добыча нефти (тыс.т.)

66,922

98,414

141,510

267,200

Отбор от НИЗ (%)

0,6

0,9

1,3

2,4

Годовая добыча жидкости (тыс.т.)

19,738

36,289

49,452

137,313

Накопленная добыча жидкости (тыс.т.)

70,415

106,704

156,156

293,500

Обводненность продукции (%)

10,7

13,2

12,9

8,5

Годовая закачка воды (тыс.м3)

0,0

0,0

3,920

44,450

Накопленная закачка воды (тыс.м3)

0,0

0,0

3,920

48,370

Компенсация отбора жидкости (%)

0,0

0,0

2,0

13,2

Кол-во действ. добывающих скважин

8

11

20

34

Кол-во новых добывающих скважин

5

3

10

17

Средний дебит нефти (т/сут)

13,6

9,4

8,9

13,2

Средний дебит нефти (т/сут) 1 нов. скв.

12,4

6,6

10,0

20,5

Кол – во действ. нагнетательн. скважин

0

0

1

4

 

График разработки месторождения представлен на рис. 1.      

Карта текущих отборов нефти и газа представлена в Приложении 4

Рис. 13.5. Характеристика системы воздействия на пласт

Рис. 1  График разработки месторождения



3.5. Характеристика системы воздействия на пласт


Проектом пробной эксплуатации предусматривалось внедрение площадной системы поддержания пластового давления, однако в процессе бурения проектных скважин было установлено существенное изменение площадей нефтеносности залежей, что отразилось на формировании системы ППД. В настоящее время ведется комбинированная закачка воды:

- законтурная закачка в скважину 304; 

- внутриконтурная закачка в скважины 270, 272;

- приконтурная закачка в скважины 251, 236, 190.

 Поддержание пластового давления в разрабатываемом объекте, началось в сентябре 2003г. с вводом под закачку проектной нагнетательной скважины 251.

По состоянию на 01.05.2005 г. в действующем фонде нагнетательных скважин находятся 5 скважин, из которых 4 скважины находятся на южном поднятии (р-он скв.647) и 1 скв. на северном  (р-он скв.641). В сравнении с показателями проекта пробной эксплуатации, отставание по фонду действующих нагнетательных скважин составляет 5 скважин. Накопленный объем закачки в 3,5 раза меньше проектного.

В 2004 г. освоены и введены под нагнетание 3 скважины (скв. 190, 236, 270), в I квартале 2005 г. – 1 скважина (скв. 272). Все нагнетательные скважины первоначально эксплуатировались как добывающие, из них лишь скважина 251 освоена под  закачку  пос-ле достижения высокой степени обводнения добываемой продукции (83,5 %). Две скважины (скв. 270, 272) на дату освоения под нагнетание имели высокий добывной потенциал и незначительную обводненность (скв.270: qж – 13,0 т/сут,  qн – 9,4 т/сут, обводненность – 12,1 %;  скв.272: qж – 12,9 т/сут,  qн – 10,7 т/сут, обводненность – 1,9 %).

Скв. 190 расположена в приконтурной зоне по пластам верейских залежей и внутри контура залежей башкирского яруса. Перфорацией вскрыты пласты В-II, B-IIIa, B-IIIб верейского горизонта и пласты башкирского яруса А4-0, А4-1. Накопленный объем закачки воды (на 01.05.2005) составляет 25,518 тыс.м3. Распределение закачки по пластам разрабатываемых залежей не определено, в связи с отсутствием потокометрических исследований.

Скв. 251 расположена в приконтурной зоне как верейских, так и башкирских залежей. Перфорацией вскрыты пласты В-II, B-IIIa; B-IIIб верейского горизонта и пласты башкирского яруса А4-0, А4-1. Накопленная закачка воды составляет 22,400 тыс.м3. 80,0 % нагнетаемой воды поступает в пласты верейского горизонта (В-II -33,0 %, B-IIIa - 22,0 %,     B-IIIб - 25,0 %)  и 20,0 % в пласт А4 0-1 башкирского яруса.

Скв. 236 расположена в приконтурной зоне объекта разработки. Перфорацией вскрыты пласты В-II, B-IIIa, B-IIIб верейского горизонта и пласты башкирского яруса А4-0, А4-1, А4-2. Накопленный объем закачки воды составляет 20,000 тыс.м3. Согласно проведенным исследованиям, всю нагнетаемую воду принимают пласты верейского горизонта (В-II – 90,0 %, В-IIIб –  10 %).

Скв. 270 расположена во внутреннем контуре объекта разработки. Перфорацией вскрыты пласты В-II, B-IIIa верейского горизонта и пласты башкирского яруса А4-0, А4-1, А4-2. Накопленный объем закачки воды составляет 14,157 тыс.м3. Распределение закачки по пластам разрабатываемых залежей не определено, в связи с отсутствием потокометрических исследований.

Скв. 272 расположена во внутреннем контуре объекта разработки. Перфорацией вскрыты пласты В-II, B-IIIa верейского горизонта и пласты башкирского яруса А4-0, А4-1.   Накопленный объем закачки воды составляет 6,400 тыс.м3. Распределение закачки по пластам разрабатываемых залежей не определено, в связи с отсутствием потокометрических исследований.

Техническое состояние нагнетательных скважин удовлетворительное. Необходимо продолжить исследования профиля приемистости в скв.190, 270, 272. По результатам исследований произвести ГТМ по выравниванию профиля притока с целью максимального охвата вскрытого продуктивного разреза закачкой воды.

Необходимо отметить, что в связи с сокращением площадей нефтеносности  и изменением геометрии залежей возможны изменения и в назначении проектных скважин.


3.6. Характеристика энергетического состояния объекта разработки 

Природный режим залежей характеризуется как упруго-водонапорный. Гидродинамическая связь залежей нефти с законтурной областью изучена недостаточно. Динамика показателей, отражающих взаимосвязь между отбором нефти, жидкости, закачкой воды и пластовым давлением  приведена в табл. 10.

Таблица 10

Динамика показателей

Показатели

На 01.01.02

На 01.06.02

На 01.09.02

На 01.01.03

На 01.07.03

На 01.01.04

На 01.07.04

На 01.01.05

Добыча  нефти, тыс.т

17,619

 

 

31,492

 

43,096

 

125,674

Добыча  жидкости, тыс.т

19,738

 

 

36,289

 

49,452

 

137,313

Обводненность, %

10,7

 

 

13,2

 

12,9

 

8,5

Закачка, тыс. м3

0,0

 

 

0,0

 

3,920

 

44,450

Накопленная добыча нефти, тыс.т

66,922

 

 

98,414

 

141,510

 

267,200

Накопленная добыча жидкости, тыс.т

70,415

 

 

106,704

 

156,156

 

293,500

Накопленная закачка, тыс.м3

0,0

 

 

0,0

 

3,920

 

48,370

Добыв. скв.

8

 

 

11

 

20

 

34

Нагнет. скв.

0

 

 

0

 

1

 

4

Рпл по объекту

13,3

13,2

13,2

13,2

13,2

13,2

13,15

12,9

Рпл в зоне отбора

12,58

12,4

11,95

11,1

11,5

11,7

12,0

11,3

Рпл в зоне нагнетания

 

 

 

 

 

11,3

12,93

12,9

 

За рассматриваемый период, эксплуатационный объект находился в стадии разбуривания и вплоть до сентября 2003 года разрабатывался без поддержания пластового давления. 

Увеличение добычи нефти, жидкости происходило за счет ввода в эксплуатацию новых скважин. На дату начала закачки воды пластовое давление в зоне отбора снизилось с 12,6 МПа до 11,5 МПа при суммарном отборе, за этот же период, нефти - 74,588 тыс.т, жидкости - 85,741 тыс.т. Довольно значительное снижение пластового давления в зоне отбора свидетельствует о слабой гидродинамической связи с законтурной областью разрабатываемых залежей. 

Поддержание пластового давления началось с пуском под закачку скважины 251 в сентябре 2003 г. По состоянию на 01.05.2005 г. в действующем нагнетательном фонде находятся 5 скважин. Поскольку скважины освоены под закачку недавно    (2004 г., 2005 г.) и объемы закачки незначительны, существующий режим разработки характеризуется как упруго-водонапорный. На 01.05.2005 г. пластовое давление по объекту 12,9 МПа в т.ч. в зоне отбора 11,3 МПа, в зоне нагнетания 12,8 МПа, (граф.прил.18). По промысловым наблюдениям закачка в нагнетательные скважины, кроме скважины 251, пока не сказывается на работе соседних добывающих скважинах, что является подтверждением низких фильтрационно-емкостных свойств разрабатываемых залежей. Карта изобар представлена в Приложении 5


3.7. Динамика обводнения залежей

По состоянию на 01.05.2005 г. весь фонд добывающих скважин Смольниковского месторождения обводнен минерализованной водой. Степень обводнения скважин различная от 2,0 до 97,0 %, причем определенной  зависимости между уровнем обводнения скважины и ее местоположением на структуре не прослеживается. 

Необходимо отметить, что 89,0% скважин (32 скв.), введенных в эксплуатацию, вступали в эксплуатацию с обводненной продукцией, причем по 15 скважинам, до настоящего времени, обводненность оставалась стабильной, либо незначительно снизилась. Из общего числа действующих добывающих скважин, в 10 скважинах отмечается повышенная и высокая обводненность добываемой продукции:

- скв. 252 имеет текущую обводненность продукции 93,9 %. Расположена в чисто нефтяной зоне, перфорацией вскрыты верейско-башкирские залежи (В-II, В-IIIа, В-IIIб,   А4 0-1). До перевода под закачку воды соседней скважины 251 (июнь 2003 г.), обводненность продукции скв. 252 составляла порядка 10,0 %. В декабре 2003 г. обводненность составляла 29,8 %, в декабре 2004 г. - 78,1 % и в апреле 2005 г. обводненность продукции составила 93,9 %. Следует отметить двукратное снижение дебита нефти/жидкости, в сравнении с первоначальными показателями, что свидетельствует о снижении депрессии на пласт и ухудшении работы нефтенасыщенной части разреза. Поскольку исследования по определению источника обводнения не проводились, предполагается обводнение скв. 252 по верейской залежи от нагнетательной скв. 251, в которой 80,0 % нагнетаемой воды поглощают верейские пласты.

- скв. 309 имеет текущую обводненность 50,0 %. Введена в эксплуатацию в сентябре 2004 г. со следующими показателями: дебит жидкости - 20,8 т/сут, нефти - 19,3 т/сут, обводненность продукции - 7,2 %. Перфорацией вскрыты верейско-башкирские пласты (В-II, В-IIIа, В-IIIб, А4 0-1). В процессе эксплуатации скважин наблюдалось постоянное снижение дебита жидкости и рост обводненности. С декабря 2004 г. по апрель текущего года отмечается резкий рост обводненности с 14,8 % до 50,0 %, при этом дебит жидкости снизился в 4,8 раза, в сравнении с первоначальным (с 20,8 т/сут до 5,3 т/сут). Проведенные промыслово-геофизические исследования по определению источника обводнения показали наличие заколонного перетока воды из нижней части вскрытого разреза.

- скв. 302 введена в эксплуатацию в июле 2004 г. с параметрами: дебит жидкости -14,4 т/сут, нефти - 14,2 т/сут, обводненностью продукции - 1,3 %. К концу года обводненность возросла незначительно, до 4,0 %. В январе 2005 г. на скважине произвели ГТМ по интенсификации добычи нефти (кислотный гидроразрыв). В результате интенсификации добычи, уже в январе 2005 г. получили резкий рост обводненности до 73,8 % . В процессе дальнейшей эксплуатации обводненность увеличивалась и в апреле текущего года составила 79,1 %. В настоящее время скважина находится в освоении под закачку.

Из приведенных примеров видно, что причины обводнения фонда скважин разноплановые и связаны как с техническим состоянием скважин, нерегулирумой закачкой воды, так и недостаточно обоснованными ГТМ. 

 

4.     РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.

. Показатели работы скважин, эксплуатирующих раздельно верейские и башкирские пласты и результаты промыслово-гидродинамических исследований приводятся в нижеследующей таблице 11

Таблица 11

Результаты исследования скважин

скв.

 

Объект

Накопленная

добыча нефти,

тыс. т

Начальные параметры

Параметры на 01.05.05

Показатели

По ГДИС

дебит  нефти,

т/сут

дебит

жидкости, т/сут

обводнен-ность, %

 

Ндин, м

Дебит  нефти,

т/сут

дебит

жидкости, т/сут

обводнен-ность, %

 

Ндин, м

Коэффи-циент

продук-тивности,

т/сут· МПа

Коэффи-циент

проницаемости,

мкм2

Верейские залежи

174

В-II+IIIа+IIIб

5,70

12,6

13,8

10,2

850

2,7

7,7

65,5

1030

4,16

0,037

237

В-II+IIIа

12,3

12,3

12,8

4,0

725

11,8

14,2

17,1

1118

н.д.

н.д.

254

В-II+IIIа

7,13

7,5

8,1

1,8

909

20,7

21,5

3,8

1077

2,6

0,039

255

В-II+IIIа

6,83

13

13,9

6,8

930

18,8

 

19,4

 

3,2

 

1068

 

2,4

0,037

 

 

287

В-II+IIIа

7,72

20,7

22,1

6,4

715

29,0

30,3

4,2

1136

н.д.

н.д.

641

В-II

25,4

16,0

16,0

0,0

350

3,7

8,3

55,2

728

1,47

0,018

647

В-II+IIIа+IIIб

62,9

30,0

30,0

0,0

710

4,9

5,1

5,2

1076

4,57

0,020

Среднее

 

16,0

16,7

4,2

741

13,1

15,2

13,8

1033

3,04

0,030

Башкирские залежи

157

А4-0

А4-1 А4-2

12,0

9,6

10,3

6,8

786

47,3

49,8

4,9

962

1,15

0,009

175

А4-0

А4-1 А4-2

2,39

7,4

7,7

4,2

950

8,5

9,7

12,4

1077

н.д.

н.д.

289

А4-0

А4-1 А4-2

2,93

14,2

14,4

1,7

886

6,5

6,7

3,0

1030

2,24

0,039

290

А4-0 А4-1

А4-2А4-3

13,1

16,7

16,8

1,0

200

41,4

42,6

2.7

1092

н.д.

н.д.

302

А4-0 А4-1

А4-2А4-3

2,66

14,2

14,4

1,3

527

7,9

37,8

79,1

953

н.д.

н.д.

288

А4-0 А4-1

А4-2А4-3

11,0

36,9

38,4

4,0

 

23,1

35,6

35,1

 

н.д.

н.д.

Среднее

 

16,5

17,0

2,9

558

22,3

29,3

23,9

1023

1,70

0,024

 

Приведенные результаты исследований скважин показывают близкие эксплуатационные и фильтрационные характеристики залежей верейского горизонта и башкирского яруса.

По состоянию на 01.05.2005 г. характерные усредненные показатели работы скважин, эксплуатирующих верейские, башкирские и башкирско-верейские залежи следующие:

- верейские залежи: средний дебит нефти – 13,1 т/сут, средний дебит жидкости – 15,2 т/сут, обводненность –  13,8 %, средний Н дин – 1033 м.

- башкирские залежи: средний дебит нефти – 22,3 т/сут, средний дебит жидкости –  29,3 т/сут, обводненность –  25,9 %, средний Н дин – 1030 м.

- башкирско-верейские залежи: средний дебит нефти – 15,5 т/сут, средний дебит жидкости – 18,1 т/сут, обводненность –  17,4 %, средний Н дин – 1100 м.

Из приведенного сопоставления усредненных показателей видно, что скважины, эксплуатирующие совместно верейско-башкирские залежи имеют дебиты нефти ниже  чем те скважины, где залежи эксплуатируются раздельно. Отчасти это объясняется тем, что по ряду скважин эксплуатирующих залежи совместно, после проведения ГТМ по интенсификации отбора, произошло обводнение добываемой продукции (скв. 252, 268, 309, 646, 239). 

Промыслово-геофизические исследования по определению характера притока пластового флюида в скважинах, эксплуатирующих совместно верейские и башкирские залежи, проведены в 6 скважинах:

- проведено исследование в скв. 150 северного поднятия с помощью термодебитомера (СТД). По результатам исследования, в процессе раздельного освоения верейских и башкирских пластов, приток зафиксирован по всему вскрытому разрезу;

- в скв. 157, после проведения ГТМ (кислотный разрыв), исследован профиль притока из пластов башкирской залежи (пласт А4 0-1 – 28,0 %; А4 2 – 72,0 %);

- дважды проведены потокометрические исследования в скважинах 255, 268, 270, 286. В скв. 255, 270 проводились исследования на приток до и после проведения кислотного разрыва. В скважине 255, эксплуатирующей пласты верейского горизонта, после ГТМ отмечено двукратное увеличение притока из пласта В-II и пятикратное снижение притока из пласта В-IIIа;

- в скважинах 268, 286 исследования на приток проводились дважды в связи с проведением дострелов верейских пластов и проведением по-интервальных кислотных обработок. В обоих случаях отмечена работа всего вскрытого разреза (в скв. 286 превалирует приток из пласта В-II - 86,0 %).

Всего за период 2003-2005 г.г. были произведены приобщения пластов верейского горизонта в 7 скважинах (скв. 173, 271, 269, 238, 268, 300, 286). Результаты приведены в таблице 12.

Таблица 12

Результаты приобщения пластов верейского горизонта

№ скважины

Показатели до ГТМ

Показатели после ГТМ

 

Прирост дебита нефти т/сут  (+; -)

пласты

дебит

нефти,

т/сут

дебит жидкости,

т/сут

обвод-ненн.,

%

приобщены

пласты

дебит нефти,

т/сут

дебит жидкости,

т/сут

обвод-ненн.,

%

286

А4-0+1

4,5

4,6

0,9

(В-II, В-IIIа)

12,5

15,1

17,2

8,0

173

А4-2

4,6

10,1

46,0

(В-II, В-IIIб)

20,8

30,6

19,5

16,2

269

А4-1+2

4,2

5,0

1,3

(В-II, В-IIIа)

19,7

24,0

3,0

15,5

271

А4-0+1+2+3

2,5

3,1

3,3

(В-II, В-IIIа)

16,7

20,2

2,1

14,2

268

В-IIIа

А4-0+1+2

6,2

8,4

12,4

(В-II, В-IIIб)

16,7

22,0

10,0

10,5

300

А4-1+2+3

2,9

3,5

2,7

(В-II, В-IIIа)

20,9

25,0

9,1

18,0

238

В-IIIа

А4-1+2

10,0

12,0

1,1

(В-II)

16,9

21,0

4,8

6,9

Как видно из приведенной статистики, приобщение верейских пластов существенно улучшает показатели работы скважин и является косвенным доказательством правильности принятых решений об объединении залежей верейского горизонта и башкирского яруса в единый объект разработки [1].         

Из 5 действующих нагнетательных скважин исследования характеристики приемистости вскрытых интервалов проведены в 2 скважинах (скв. 236, 251):

- в скв. 236 принимают пласты верейского горизонта (В-II – 90,0 %; В-IIIб – 10,0 %).

- в скв. 251 исследования проведены дважды: при первом исследовании основной объем нагнетаемой воды принимали пласты верейского горизонта – 86,0 % (В-II – 64,0 %; В-IIIб – 8,0 %; В-IIIа – 14,0 %), пласт А4 0-1 башкирского яруса принимал 14,0 % нагнетаемой воды. На скважине произвели ГТМ по выравниванию профиля приемистости (ВПП) и повторное исследование характеристики приемистости вскрытых интервалов. Отмечено более равномерное перераспределение закачки как между пластами верейских залежей (В-II – 33,0 %; В-IIIб – 25,0 %; В-IIIа – 22,0 %), так и увеличение закачки в пласт А4 0-1 башкирского яруса до 20,0 %.

С учетом промысловых показателей работы скважин, эксплуатирующих совместно и раздельно залежи верейского горизонта и башкирского яруса, высокой эффективностью геолого-технических мероприятий, связанных с дострелами и приобщением залежей, рекомендуется продолжить работу по объединению в единый объект разработки верейских и башкирских залежей нефти, в добывающих и нагнетательных скважинах.

Гидродинамическая связь нефтяных залежей с законтурной областью изучена слабо. На дату анализа, несмотря на ввод под закачку пяти нагнетательных скважин, доминирующим режимом разработки залежей является упруго-водонапорный режим, поскольку накопленный объем закачки воды незначительный, в сравнении с накопленным отбором жидкости в пластовых условиях и существенного влияния на режим работы залежей не оказывает.

 

5.     АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТМ.

За период c 2003 г. по май 2005 г. на добывающем фонде скважин выполнено 38 геолого-технических мероприятий, из них: 7 по-интервальных СКО с перестрелом/ дострелом интервалов; 5 обычных по-интервальных СКО; 1 обычная СКО; 1 замедленная СКО; 7 кислотных разрывов; 1 глубоко проникающая кислотная обработка. За этот же период выполнено 16 мероприятий по оптимизации работы добывающего фонда скважин. Эффективность ГТМ приведена в таблице (табл. 13). 

Как видно из приведенной статистики, обычные кислотные технологии дают прирост дебита нефти от 35,0 % до 100 % со средней продолжительностью эффекта до 280-320 суток. В 5 скважинах обработке подверглись совмещенные верейско-башкирские залежи, средняя эффективность составила 3,6 т/сут. Отдельно обработаны ПСКО верейские пласты в скважине 254, прирост дебита нефти составил 1,7 т/сут, или 20,0 % к дебиту нефти до ГТМ.

Высокую, но нестабильную эффективность показали кислотные разрывы, проведенные в течение 2004 г. (2 разрыва) и 2005 г. (5 разрывов). Из 7 кислотных разрывов 4 выполнено на скважинах, эксплуатирующих башкирские пласты (скв. 157, 175, 302, 289), из них лишь в скважине 157 получен высокий эффект - 31,4 т/сут, по остальным скважинам выполненные работы не эффективны и более того, в скв. 302 получили увеличение притока воды на 29,4 т/сут. Высокие стабильные эффекты получены при проведении кислотных разрывов в скважинах эксплуатирующих верейские залежи (скв.254 – 10,2 т/сут; скв 255 – 10,2 т/сут), а также в скв. 301 (16,6 т/сут), эксплуатирующей совместно верейско-башкирские залежи. В целом, эффективность выполненных ГТМ обеспечивает прирост дебита нефти от 46,0 % до 50,0 % по отношению к среднему дебиту нефти 1 действующей добывающей скважины на данном этапе разработки месторождения.

Основные мероприятия по повышению эффективности работы добывающего фонда скважин связаны с дострелами интервалов недренируемых запасов, выявленных в процессе бурения по фонду скважин, эксплуатирующих совместно башкирско-верейские залежи и оптимизацией депрессии на пласт.

Так как хорошо себя проявили кислотные разрывы пластов верейских залежей, то рекомендуется продолжить данные работы на других скважинах. Но необходимо по каждой скважине, на которой был проведен ГРП, вести соответствующую документацию (учет добычи нефти, жидкости), а особенно следить за динамикой обводнения продукции.

Хотя ПСКО показали не очень высокие эффекты, но так как скважины Смольниковского месторождения в большинстве своем многопластовые, то необходимо выравнивание как профиля приемистости в нагнетательных скважинах, так и профиля притока в добывающих (для равномерной выработки запасов по площади), чего и можно добиться с помощью ПСКО.


Таблица 13

Эффективность проведенных  ГТМ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вид  ГТМ

Кол-во ГТМ

№№  скв.,  в которых проведены  ГТМ:                            ( * -эффект учтен в отчете по новым скв.;                                   ** -эффекта нет)

Дополнит. добыча нефти,                т

Отра-ботано дней

Эффективность ГТМ      

Продолжи-тельность эффекта          1 меро-приятия,        сут.

Средне-годовой фонд добываю-щих скважин

Коэффициент охвата ГТМ,  д. ед.

дебит нефти,      т/сут

прирост дебита нефти,          т/сут.           (+)

до

после

2003 год

Обработка призабойной зоны

ДПСКО

1

286

32

13

7,5

10,0

2,5

13

 

0,06

ПСКО

4

285, 270, 253, 268

3381

1144

5,3

8,3

3,0

286

 

0,24

СКО

1

269

1129

349

4,0

7,2

3,2

349

 

0,06

Всего за год

6

 

4542

1506

5,6

8,6

3,0

251

17

0,36

2004 год

Обработка призабойной зоны

ПСКО

1

254

775

282

8,3

11,0

2,7

282

 

0,04

Кислотный разрыв пласта

2

157, 255

4119

220

7,15

25,9

18,7

110

 

0,07

Глубокая кислотная обаботка

1

270

83

92

11,1

12,0

0,9

41

 

0,04

Итого

4

 

4977

594

8,9

17,2

8,4

136

 

0,14

Оптимизация  мех. Фонда

увеличение диаметра ШГН

5

253, 237, 256, 273, 272

2095

753

20,3

23,1

2,8

121

 

0,18

увеличение параметров откачки

8

237, 286, 647, 173*, 641, 273*, 272*, 273*

1524

1222

14,0

15,2

1,2

222

 

0,29

перевод с ШГН на ЭЦН

1

290

0

0

0

0

0

0

 

0,0

Итого

14

 

3619

1975

17,2

19,0

1,8

166

28

0,46

Реперфорация, дострел

дпско

3

173, 271, 269

5251

395

3,5

16,8

13,3

132

28

0,11

Всего за год

21

 

13847

2964

11,5

16,2

4,7

152

28

0,76

2005  год  (4 месяца)

Обработка призабойной зоны

замедленная СКО

1

175

78

13

2,5

8,5

6,0

13

 

0,03

кислотный разрыв пласта

5

175**, 302**, 289**,                     254, 301

1363

317

8,7

13,0

4,3

46

 

0,14

Итого

6

 

1441

330

5,6

10,0

4,4

40

35

0,17

Оптимизация  мех. Фонда

перевод с фонтана на ШГН

1

150

614

82

19,2

26,7

7,5

82

 

0,03

перевод с ШГН на ЭЦН

1

271

117

78

16,7

18,2

1,5

47

 

0,03

Итого

2

 

731

160

18,0

22,5

4,6

65

35

0,06

Реперфорация, дострел

ДПСКО

3

300, 268, 238

1756

111

5,7

21,5

15,8

37

35

0,09

Итого

1

 

1756

111

5,7

21,5

15,8

40

35

0,03

Всего  за  4 месяца

11

 

3928

601

7,3

13,8

6,5

44

35

0,31


6. ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР ОБЪЕКТОВ РАЗАРАБОТКИ.

Выделение эксплуатационных объектов является важнейшим элементом рациональной системы разработки многопластового месторождения. На Смольниковском месторождении для расчета технологических показателей разработки эксплуатационные объекты выделены в соответствии со следующими критериями [9]:

1. Объединяемые в один эксплуатационный объект пласты должны быть представлены, как правило, одним типом коллектора и незначительно различаться по литолого-физическим свойствам. Их проницаемость не должна отличаться более чем в 2-3 раза. 2. Различие залежей по вязкости нефти должно обеспечивать внедрение эффективного метода воздействия на нефтяные пласты в данных горно-геологических условиях. Их вязкость не должна отличаться более чем в 4 раза. 3. На месторождениях с преимущественным совпадением залежей в плане в эксплуатационный объект объединяются пласты и горизонты одного этажа нефтеносности, разрабатываемые на одном режиме. 4. Необходимо наличие выдержанных пачек непроницаемых пород, разделяющих объекты разработки. 5. Система разработки выделенных объектов должна обеспечивать рентабельность их разбуривания по самостоятельной сетке. 6. При выделении эксплуатационных объектов необходимо учитывать стадию проектирования месторождения, надежность исходных параметров. 7. Пластовые воды должны быть одинакового состава, так как смешение вод различного состава может выделить в результате химической реакции компоненты, которые в свою очередь могут ухудшить фильтрационные характеристики.

Все эти критерии учитывают основные геолого-физические свойства пластов, физико-химические свойства нефти газа и воды, фазовое состояние углеводородов и пластов, а так же технику и технологию добычи нефти.

Смольниковское месторождение является многопластовым. Нефтеносность установлена в пластах  В-II, В-IIIа, В-IIIб, А4-0, А4-1, А4-2, А4-3.

Пласты верейского горизонта и башкирского яруса характеризуются примерно равной глубиной залегания (от 1321 до 1343 м соответственно), пластовые воды имеют один – хлоридно-кальциевый тип, содержат одинаковые по вязкости нефти (от 4,1 до 4,7 мПа*с), существенно не различаются по продуктивности, проницаемость не различается более чем в 2-3 раза (от 0,026 до 0,075 мкм2). И поэтому могут быть объединены в один эксплуатационный объект, как и предусматривает Технологическая схема разработки месторождения.

Выделение двух объектов разработки: башкирского и верейского не целесообразно из-за малых нефтенасыщенных толщин, относительно малых запасов нефти, малой площади нефтеносности некоторых залежей и т.п. Кроме того практика разработки месторождения показала высокую эффективность приобщения пластов верея к пластам башкира (см. раздел «Результаты исследований» табл. 12). Отсюда следует, что в соответствии с вышеизложенными критериями на месторождении, как и ранее, рекомендуется выделять 1 объект разработки:

  Верейско-башкирский, состоящий из пластов В-II, В-IIIа, В-IIIб, А4-0, А4-1, А4-2, А4-3. Следует отметить, что выделение эксплуатационных объектов на данной стадии разработки Смольниковского месторождения достаточно эффективно, так как имеется вполне достаточная информации о геологической характеристике места работ. После полного разбуривания возможно уточнение эксплуатационных объектов.

 

7. Обоснование технологий и рабочих агентов для воздействия на пласт

Многолетний опыт эксплуатации верейских и башкирских залежей нефти Уральского региона показал, что их природный энергетический потенциал, как правило, недостаточен для экономически эффективного освоения запасов на естественном режиме прежде всего вследствие слабой гидродинамической связи пластов с законтурной областью [8]

Рациональная разработка этих залежей требует поддержания пластового давления (ППД), что обычно реализуется путем заводнения, либо закачкой полимеров, поверхностноактивных веществ и других агентов. Но в начальный период разработки залежи нефти небольших и средних размеров, подобные залежам Смольниковского месторождения, могут достаточно эффективно разрабатываться на естественном режиме. В качестве вытесняющего агента предлагается использовать попутную воду, получаемую с УПН «Смольники» после соответствующей подготовки. Отделенная от нефти попутная вода по составу и свойствам аналогична пластовой воде. Поэтому, при закачке попутной воды в нагнетательные скважины исключена возможность ее взаимодействия с пластовой водой и породой продуктивных горизонтов. Одним из преимуществ использования для ППД минерализованной воды является более высокий охват пласта заводнением по сравнению с пресной водой. Кроме того, использование сточной воды отвечает требованиям экологии. Однако, пластовая вода является более агрессивной, что оказывает влияние на долговечность работы оборудования.

По литературным данным использование пластовых вод повышает эффективность вытеснения нефти на 1-2%. Требования к закачиваемой воде: содержание КВЧ не более 15 мг/л, нефтепродуктов не более 50 мг/л. Использовать в качестве агентов вытеснения полимеры, ПАВ и других нецелесообразно, т.к. нефть маловязкая (около 4,4 МПа).

Площадное заводнение по обращенной девятиточечной системе доказало свою эффективность на Смольниковском месторождении, рекомендуется и далее внедрять эту технологию.


8. УТОЧНЕНИЕ ПРОЕКТНОГО ФОНДА СКВАЖИН.


Проектный фонд скважин определен с учетом уточненной геологической модели месторождения. При размещении оставшегося проектного фонда учитывались нефтенасыщенные толщины как по пластам верейского горизонта, так и башкирского яруса. 

В соответствии с геологической моделью месторождения контур нефтеносности пластов башкирского яруса существенно больше, чем по пластам верейского горизонта. Однако нефтенасыщенные толщины башкирских пластов на этих участках небольшие и не превышают 1-3 м (карта суммарных нефтенасыщенных толщин приведена в Приложении 6). Получение промышленного притока из этих толщин, с учетом данных опробования месторождения и практики разработки аналогичных объектов Удмуртии, исключается. C учетом этого, проектные скважины размещены в основном в пределах контура суммарных нефтенасыщенных толщин не менее 3-5 м. Расстояние между скважинами (как предусматривает Техсхема) [1] 400 метров. Осуществление площадного заводнения по обращенной девятиточечной системе.

Уточненный проектный фонд составляет 78 скважин, в том числе 54 – добывающих, 10 – нагнетательных, 4 водозаборные скважины и 1 пьезометрическая.

В связи с изменением геологического строения месторождения и необходимостью проведения доразведки локальных поднятий, предлагается бурение двух оценочных скважин: на одном юго-западном поднятии и на восточном поднятии. По состоянию на 01.05.05 г. остаточный фонд для бурения составляет 25 скв.

С учетом заданных темпов разбуривания и текущего состояния разработки определен фонд нагнетательных скважин и даны рекомендации по освоению скважин под закачку на расчетный период (2005-2010 годы). За данный период рекомендуется освоить под закачку 6 скважин, в том числе:

- в 2005 г. осваиваются под закачку две скважины (скв. 272, 302) из добывающего фонда и  одна скважина (скв. 304), расположенная в законтурной зоне, осваивается под закачку после бурения. Всего вводятся 3 новые нагнетательные скважины;

- в 2006 г. осваиваются под закачку одна скважины, одна (скв. 239) из добывающего фонда;

- в 2007 г., после предварительной эксплуатации на добычу нефти, осваиваются под закачку воды две скважины (скв. 151, 184).

В связи со значительными изменениями геологического строения месторождения, сокращением площадей нефтеносности залежей и изменением их конфигураций, расположение проектных нагнетательных скважин выбиралось с учетом наиболее полного охвата нефтяной зоны влиянием закачки. Дебит нефти по новым скважинам оценен с учетом удельного дебита по пробуренным скважинам и прогнозных нефтенасыщенных толщин (табл. 14, 15). Дебиты нефти пробуренных скважин, приняты по начальным показателям их эксплуатации. Карты размещения скважин приведены в Приложении 7.

Таблица 14

Сравнение проектного и уточненного фонда скважин

Объект
разработки

Проектный фонд

Уточненный фонд

Фонд скважин, оставшихся для бурения

Всего

в т.ч.

Всего

в т.ч.

добывающие

нагне

тательные

добывающие

нагне

тательные

Башкирско-верейский

 

217

 

168

 

49

 

78

 

54

 

10

 

25

 

Таблица 15 Расчет удельных дебитов нефти по  действующим добывающим скважинам башкирско-верейского объекта


п/п


скв.

Нефтенасыщенная перфорирован. толщина, м

Дебит нефти,
т/сут

Удельный дебит нефти,
т/сут/м

Башкирско-верейский объект

1

150

7,7

15,2

2,110

2

173

7,4

11,4

1,540

3

236

4,6

1,2

0,261

4

238

6,6

8,0

1,212

5

239

6,7

13,4

2,000

6

256

6,3

20,5

3,250

7

271

8,7

10,8

1,240

8

272

7,2

13,6

1,890

9

273

6,3

13,6

2,150

10

274

10,0

13,7

1,370

11

291

12,2

16,4

1,344

12

292

6,4

16,2

2,531

13

293

7,2

21,3

2,950

14

300

8,7

20,9

2,402

15

301

10,1

19,1

1,891

16

303

13,5

25,7

1,903

17

308

12,7

29,5

2,322

18

309

9,2

11,4

1,239

Среднее значение:

1,900

Пласты верейского горизонта

1

174

3,9

12,6

3,230

2

237

3,8

12,3

3,236

3

254

3,8

7,5

1,973

4

255

3,2

13,0

4,062

5

287

3,8

20,7

5,444

Среднее значение:

3,589

Пласты башкирского яруса

1

157

4,8

9,6

2,000

2

175

2,2

7,4

3,364

3

288

5,1

36,9

7,235

4

289

3,1

14,2

4,581

5

290

5,7

16,7

2,929

6

302

5,4

14,2

2,629

7

173

3,1

4,6

1,484

8

269

5,0

9,0

1,800

9

271

2,5

5,0

2,000

10

300

4,2

5,0

1,190

Среднее значение:

2,921


Таблица 16

Ожидаемые нефтенасыщенные толщины и обоснование дебита новых скважин (башкирско-верейский объект)

Год
бурения


 п/п

Номер
скв. для бурения

Ожидаемая  нефтенасыщенная толщина,  м

Удельный
дебит скв., т/сут/м

Расчетный
дебит скв.,  т/сут

В-II

A4

Суммарная

2005

1

293

 

 

7,2

2,420

21,3

2

     291

 

 

12,1

1,224

16,4

3

303

 

 

13,5

2,089

25,7

4

240

 

 

6,2

2,000

12,4

5

223

 

 

6,2

2,000

12,4

6

222

 

 

6,2

2,000

12,4

7

210

 

 

5,5

2,000

11,0

8

224

 

 

3,5

2,000

7,0

Среднее

14,2

2006

1

133

 

 

6,5

2,11

13,7

2

134

 

 

7,0

2,11

14,8

3

149

 

 

3,5

2,11

7,4

4

151

 

 

7,7

2,11

16,2

5

166

 

 

5,7

2,11

12,0

6

167

 

 

6,5

2,11

13,7

7

183

 

 

6,5

2,11

13,7

8

182

 

 

4,3

2,11

9,1

Среднее

12,54

2007

1

200

 

 

5,8

2,11

12,2

2

184

 

 

6,5

2,11

13,7

3

201

 

 

6,3

2,11

13,3

4

168

 

 

6,5

2,11

13,7

5

169

 

 

5,5

2,11

11,6

6

185

 

 

6,5

2,11

13,7

7

202

 

 

6,3

2,11

13,3

8

152

 

 

6,0

2,11

12,7

9

153

 

 

3,5

2,11

7,4

Среднее

12,4

 

Примечание: Скважины 291, 293, 303 на данную дату пробурены и введены в эксплуатацию, но так как это произошло в 2005 году, то для расчета технологических показателей в 2005г. будем считать их вновь вводимыми.

9. Уточнение проектных технологических показателей.

 

Расчет технологических показателей выполнен по форме 8.1 в соответствии с РД 153-39-007-96 [4] на период 2005-2010 гг. Результаты приведены в таблице 17.

         Для примера рассчитаем технологические показатели на 2005 год:

1.     Ввод новых скважин - nнов=8

2.     Среднесуточный дебит нефти новой скважины - qновН=14,2 т/сут.

3.     Среднее число работы новой скважины – tнов=187сут

4.     Средняя глубина новой скважины – hнов=1500м.

5. Эксплуатационное бурение всего – hобщ=nнов* hнов=8*1,5=12 тыс.м.

6.     Расчетное время работы новых скважин предыдущего года в данном году -  5. Эксплуатационное бурение всего hобщnнов hнов81,512 тыс.м

7.     Расчетная добыча нефти из новых скважин предыдущего (2004) года в данном (2005) году

7. Расчетная добыча нефти из новых скважин предыдущего 2004 года в данном 2005 году

8.     Добыча нефти из переходящих скважин предыдущего года

8. Добыча нефти из переходящих скважин предыдущего года (т.е. 19 позиция 2004г)

9.  Расчетная добыча нефти из переходящих скважин данного (2005) года (позиция 18 в форме 8.1):

9. Расчетная добыча нефти из переходящих скважин данного 2005 года позиция 18 в

10. Ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин данного года. Для этого сначала нужно рассчитать процент изменения добычи нефти из переходящих скважин (позиция  21). 

Рассчитаем изменение дебита скважины 646 в течение срока эксплуатации: скважина введена в эксплуатацию 10.02.1997 с пластовым давлением 13,3 МПа и забойным 3,2 МПа. На состояние 01.05.2005 Рпл=8,0 МПа, Рзаб=3,2 МПа. Таким образом отношение теоретических начального и текущего дебитов qнач/qтек =0,475. Так как срок эксплуатации данной скважины около 8 лет, то падение добычи скважины за 1 год получим 6% (примем этот процент как процент падения добычи из переходящих скважин). Тогда:

10. Ожидаемая добыча нефти из переходящих скважин данного года. Для этого сначала

11.  Мощность новых скважин:

11. Мощность новых скважин

12.    Фонд добывающих скважин: nдоб=40

13.    Ввод нагнетательных скважин: nнагннов=3

14.    Фонд нагнетательных скважин: nнагн=7

15.    Обводненность новых скважин  - 5 %

Обводненность переходящих скважин – 18 %

Средняя обводненность: Обводненность переходящих скважин 18%

16.    Средние дебиты скважин по нефти:

16. Средние дебиты скважин по нефти

Формула

17.    Средние дебиты скважин по жидкости:

17. Средние дебиты скважин по жидкости

Формула

18.    Затем рассчитываем добычу жидкости всего (путем добавления процента обводнения к добыче нефти), по переходящим скважинам, по новым скважинам и механизированным способом. Предполагается, что все скважины механизированы.

19.    Расчет добычи жидкости и нефти с начала разработки.

20.    19. Расчет добычи жидкости и нефти с начала разработки

21.    Отбор от утвержденных извлекаемых запасов Формула

22.    Темп отбора от начальных извлекаемых запасов Формула

23.    Темп отбора от текущих извлекаемых запасов Формула

24.    Рассчитаем приемистость нагнетательных скважин [3]:

24. Рассчитаем приемистость нагнетательных скважин 3

где kф – фазовая проницаемость для воды; рлн – пластовое давление на линии нагнетания; σн – половина расстояния между нагнетательными скважинами; rпр – приведенный радиус скважины.

25.    Закачка рабочего агента:

Зр.а.=P*365*nнаг*Кэкс= 80,1*365*7*0,94=158,8 тыс.м3 

Закачка с начала разработки =158,8+44,45=207,2

26. Компенсация отбора текущая Закачка с начала разработки 158,844,45207,2

        27.  Компенсация отбора с начала разработки = 73,1 %.

По аналогии проведем расчеты для 2006-2010 годов. Результаты расчета занесем в таблицу 17.

 

Таблица 17

Расчетные технологические показатели разработки

Показатели

Ед.изм

2004(факт)

2005

2006

2007

2008

2009

2010

1

Добыча нефти всего

тыс.т

125,674

194,47

204,91

222,54

218,67

198,99

181,08

2

в том числе из переходящих скважин

тыс.т

64,718

173,23

193,11

204,68

218,67

198,99

181,08

3

новых скважин

тыс.т

60,956

21,24

11,8

17,86

0

0

0

4

мех.способом

тыс.т

125,674

194,47

204,91

222,54

218,67

198,99

181,08

5

Ввод новых добывающих скважин, всего

шт.

17

8

8

9

0

0

0

6

в том числе из эксплуатационного бурения

шт.

17

8

8

9

0

0

0

7

из освоения прошлых лет

шт.

0

0

0

0

0

0

0

8

из разведочного бурения

шт.

0

0

0

0

0

0

0

9

Среднесуточный дебит нефти новой скважины

т/сут

20,5

14,2

12,5

12,4

0

0

0

10

Среднее число дней работы новой скважины

дни

175

187

118

160

0

0

0

11

Средняя глубина новой скважины

м

1400

1500

1500

1500

0

0

0

12

Эксплуатационное бурение всего,

тыс.м

23,409

13,5

13,5

13,5

0

0

0

13

в том числе эксплуатационные скважины

тыс.м

23,409

12

12

13,5

0

0

0

14

вспомогательные и специальные скважины

тыс.м

0

1,5

1,5

0

0

0

0

15

Расч.время раб.новых скв.пред.года в данном году

скв.дни

3488

5833

2745

2745

3088

0

0

16

Доб.нефти из новых скв.пред.года в дан.году

тыс.т

34,88

119,57

38,98

34,31

38,29

0

0

17

Доб.нефти из перех. скв.пред.года

тыс.т

32,05

64,72

173,23

193,11

204,68

218,67

198,99

18

Расч.добычи нефти из переход.скв.дан.года

тыс.т

66,93

184,29

212,21

227,42

242,97

218,67

198,99

19

Ожид.добычи нефти из перех.скв.дан.года

тыс.т

64,718

173,23

193,11

204,68

218,67

198,99

181,08

20

Изменение добычи нефти из переход.скважин

тыс.т

-2,210

-11,06

-19,1

-22,74

-24,3

-19,68

-17,91

21

Процент изменен.добычи нефти из переход.скв.

%

-3,3

-6

-9

-10

-10

-9

-9

22

Мощность новых скважин

тыс.т

127,55

41,46

36,5

40,73

0

0

0

23

Выбытие добывающих скважин

шт.

4

2

1

2

0

0

0

24

в том числе под закачку

шт.

3

2

1

2

0

0

0

25

Фонд добывающих скважин на конец года

шт.

34

40

47

54

54

54

54

26

в том числе нагнетательных в отработке

шт.

0

0

0

0

0

0

0

27

Действующий фонд добыв.скв.на конец года

шт.

34

39

46

53

53

53

53

28

Перевод скважин на механич.добычу

шт.

0

0

0

0

0

0

0

29

Фонд механизированных скважин

шт.

34

40

47

54

54

54

54

30

Ввод нагнетательных скважин

шт.

3

3

2

2

0

0

0

31

Выбытие нагнетательных скважин

шт.

0

0

0

0

0

0

0

32

Фонд нагнетательных скважин на конец года

шт.

4

7

9

10

10

10

10

33

Действующий фонд нагнет.скв.на конец года

шт.

4

7

9

10

10

10

10

34

Фонд введен.резервных скважин на конец года

шт.

0

0

0

0

0

0

0

35

Средний дебит действующих скважин по жидкости

т/сут

14,4

18,2

17,9

17,2

16,6

16

15,5

36

Средний дебит переход.скважин по жидкости

т/сут

11,2

18,7

18,3

17,5

16,6

16

15,5

37

Средний дебит новых скважин по жидкости

т/сут

21,4

14,9

13,2

13,1

0

0

0

38

Сред.обвод.прод.действ.фонда скважин

%

8,5

16,8

21,2

24,7

29

33

37

39

Сред.обвод.прод.переход.фонда скважин

%

12,4

18

22

26

29

33

37

40

Сред.обводнен.прод.нового фонда скважин

%

4,0

5

5

5

0

0

0

41

Средний дебит действующих скважин по нефти

т/сут

13,2

15,2

14,1

12,9

11,8

10,7

9,8

42

Средний дебит переход.скважин по нефти

т/сут

9,9

15,3

14,3

13

11,8

10,7

9,8

43

Средняя приемистость нагнет.скважин

м3/сут

66,7

80,1

79,1

75,9

74,9

77,4

80,5

44

Добыча жидкости, всего

тыс.т

137,313

233,6

260

295,4

308

297

287,4

45

в том числе из переходящих скважин

тыс.т

73,838

211,3

247,6

276,6

308

297

287,4

46

                              новых скважин

тыс.т

63,475

22,4

12,4

18,8

0

0

0

47

мех.способом

тыс.т

137,313

233,6

260

295,4

308

297

287,4

48

Добыча жидкости с  начала разработки

тыс.т

293,50

527,1

787,1

1082,5

1390,5

1687,5

1974,9

49

Добыча нефти с начала разработки

тыс.т

267,20

461,7

666,6

889,1

1107,8

1306,8

1487,9

50

Коэффициент нефтеотдачи

доли

0,010

0,018

0,025

0,034

0,042

0,05

0,057

51

Отбор от утвержденных извлекаемых запасов

%

2,4

4,2

6,1

8,1

10,1

11,9

13,6

52

Темп отбора от нач. утвержден. извлек. запасов

%

1,15

1,8

1,9

2

2

1,8

1,7

53

Темп отбора от тек. утвержден.извлек. запасов

%

1,16

1,85

2

2,2

2,2

2

1,9

54

Закачка рабочего агента

тыс.м3

44,450

158,8

217,4

261,2

285,8

295,2

307,1

55

Закачка рабочего агента с начала разработки

тыс.м3

48,370

207,2

424,5

685,7

971,5

1266,7

1573,8

56

Компенсация отбора

%

25,99

56

70

75

80

87

95

57

Накопленная компенсация отбора

%

13,2

73,1

71,5

72,8

74,8

77,3

80,2

 

 

Рис. 210. ВЫВОДЫ

Рис. 2 График расчетных технологических показателей разработки


10. ВЫВОДЫ.

· проектные технологические и технические  решения по первоочередному участку пробной эксплуатации, в основном, выполняются;

· изменения в геологическом строении залежей, явились причиной отставания фактических показателей по фонду нагнетательных скважин и объемам закачки воды от проектных.

· начиная с 2004 г. фактический уровень добычи нефти выше проектного. Более высокий уровень добычи нефти связан, в основном, с высоким уровнем добычи нефти по новым скважинам и меньшим процентом падения добычи нефти по переходящим скважинам;

· в связи с сохраняющимся дефицитом закачки воды наблюдается снижение пластового давления в зоне разработки, необходимо расширение системы заводнения путем перевода добывающих скважин в нагнетательные и освоения под закачку приконтурных скважин;

· отмечается высокая эффективность геолого-технических мероприятий, которые способствуют значительному увеличению продуктивности скважин;

· с целью повышения эффективности заводнения необходимо продолжить проведение ГТМ по выравниванию профилей притока и оптимизации работы нагнетательных скважин.

· превышение фактических уровней добычи нефти над проектными уровнями, не оказывают отрицательного влияния на состоянии недр;

· текущее состояние разработки месторождения удовлетворительное.

Рекомендации по дальнейшей разработке месторождения:

· Дальнейшее разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами. Предусматривается бурение одним буровым станком. Бурение и ввод новых скважин в эксплуатацию: 2005 год –8, 2006 год – 8, 2007 год – 9.

· В соответствии с утвержденной программой вскрытие и освоение пластов верейского горизонта и башкирского яруса рекомендуется осуществлять дифференцированно, с последующей совместной эксплуатацией залежей. Продолжить работы по приобщению пластов.

·Развитие системы поддержания пластового давления за счет освоения новых нагнетательных скважин, увеличение текущей компенсации отбора закачкой воды. Всего за расчетный период (2005 – 2010 годы) рекомендуется освоить под закачку 6 скважин, что будет способствовать росту пластового и забойного давления в залежи, охвату запасов активным разработкой и выполнению запроектированных показателей разработки месторождения. При освоении скважин под закачку рекомендуется раздельное освоение пластов верейского горизонта и башкирского яруса с целью оценки их приемистости и максимального охвата продуктивного разреза закачкой воды.

· Учитывая, что в разрезе объекта разработки находятся пласты с различными коллекторскими характеристиками, необходимо для повышения эффективности закачки воды периодически производить ГТМ по выравниванию профиля приемистости, с последующим проведением потокометрических исследований.

· По окончанию эксплуатационного разбуривания выполнить пересчет запасов.

· Составить новый проектный документ на дальнейшую разработку месторождения с учетом фактически сложившейся системы поддержания пластового давления.

· Рассчитаны технологические показатели на период 2005-2010 г.г.

 

III. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.

1. Показатели экономической эффективности.

Цель исследований состоит в проведении экономической оценки эффективности разработки Смольниковского месторождения, выполненной по годам 2005-2010г.г.

Экономическая оценка произведена на основании РД 153-39-007-96 [4] с использованием следующих основных показателей эффективности:

-  чистый поток наличности;

- дисконтированный поток наличности;

- индекс доходности.

В систему оценочных показателей также включены:

- эксплуатационные затраты на добычу нефти.

2. Экономические условия расчетов

Расчеты произведены в постоянных ценах в рублевом исчислении с использованием общепринятых критериев анализа эффективности проектных решений с учетом действующей налоговой системы.

При выполнении экономических расчетов были приняты исходные данные, предоставленные ОАО «Белкамнефть» за 2005 год.

Экономические условия расчетов приведены в таблице 18.

Таблица 18

Экономические условия расчетов

Показатели

Ед. изм.

Значение

Доля реализации нефти на внешнем рынке:

Доля реализации нефти на внутреннем рынке

Цена реализации нефти на внешнем рынке (с экспортной пошлиной)

Цена реализации нефти на внутреннем рынке (c НДС)

Норма дисконта

 

Курс рубля к доллару

%

%

 

долл./т

руб./т

%

%

руб.

30

70

 

328

6 100,0

10

15

29


3. Капитальные вложения

В настоящей работе предусматривается бурение 25 скважин глубиной 1500 м. 8 скважин в 2005г, 8 в 2006 и 9 скважин в 2007 году. Вариантом предусматривается бурение двух оценочных скважин, но они при расчетах не включены в капитальные вложения. Стоимость 1 м бурения 9,5 тыс. рублей. Природоохранные мероприятия приняты в размере 10 % от общей стоимости капитальных вложений.

В таблице 19 указаны нормативы капитальных вложений, а в табл. 20 -  результаты расчетов кап.затрат.

Таблица 19

Нормативы капитальных затрат

 

Наименивание

ед.изм.

Значение

1

Оборудование для нефтедобычи

млн.руб/доб.скв.

1,4

2

Сбор и транспорт нефти и газа

млн.руб/доб.скв.

0,441

3

Телемеханика и связь

млн.руб/доб.скв.

0,033

4

Электроснабжение

млн.руб/доб.скв.

0,091

5

Промводоснабжение

млн.руб/доб.скв.

0,373

6

Автодорожное строительство

млн.руб/доб.скв.

0,46

7

Заводнение нефтяных пластов

млн.руб/нагн.скв.

1,149

8

Технологическая подготовка нефти

млн.руб/доб.скв.

1,218

9

Природноохранные мероприятия

млн.руб/доб.скв.

0,516

10

Прочие затраты

млн.руб/доб.скв.

0,258

11

Стоимость бурения 1 скважины

млн.руб/доб.скв.

13,961

Таблица 20

Результаты расчетов                               млн.руб.

 

Наименивание

ед.изм.

Значение

2005

2006

2007

1

Оборудование для нефтедобычи

млн.руб/доб.скв.

1,4

11,2

11,2

12,6

2

Сбор и транспорт нефти и газа

млн.руб/доб.скв.

0,441

3,528

3,528

3,969

3

телемеханика и связь

млн.руб/доб.скв.

0,033

0,264

0,264

0,297

4

Электроснабжение

млн.руб/доб.скв.

0,091

0,728

0,728

0,819

5

Промводоснабжение

млн.руб/доб.скв.

0,373

2,984

2,984

3,357

6

Автодорожное строительство

млн.руб/доб.скв.

0,46

3,68

3,68

4,14

7

Заводнение нефтяных пластов

млн.руб/нагн.скв.

1,149

3,447

2,298

2,298

8

Технологическая подготовка нефти

млн.руб/доб.скв.

1,218

9,744

9,744

10,962

9

Природноохранные мероприятия

млн.руб/доб.скв.

0,516

4,128

4,128

4,644

10

Прочие затраты

млн.руб/доб.скв.

0,258

2,064

2,064

2,322

11

Стоимость бурения 1 скважины

млн.руб/доб.скв.

13,961

111,688

111,688

125,649

 

Итого

млн.руб

 

153,455

152,306

171,057

В 2008-2010 г.г. капитальные вложения отсутствуют. Всего за период 2005-2010 г.г. капитальных затрат – 467,818 млн.руб.

4. Эксплуатационные затраты

Эксплуатационные затраты рассчитаны в соответствии с удельными текущими затратами, объемными технологическими показателями разработки и нормативными документами, определяющими порядок отнесения затрат на себестоимость продукции, в разрезе следующих статей:

- текущие расходы на выполнение технологических операций и обслуживание производства;

- налоги, входящие в себестоимость добываемой продукции.

Переводной коэффициент барреля в тонны принят из расчета средней плотности поставляемой компанией нефти на экспорт 7,26.

Нормативы эксплуатационных затрат приведены в таблице 21.

Таблица 21

Нормативы эксплуатационных затрат

Показатели

Ед. изм.

Значения

 1. Расходы на закачку воды

руб./куб.м.

10,39

 2. Расходы на оплату  

 

 

     - Рабочие

тыс. руб./чел.год

161,99

 3. Затраты на электроэнергию

руб./тн.жидкости

18,85

 4. Удельная численность  

 

 

     - Рабочие

чел. /скв

0,5

 5. Расходы на технологическую подготовку нефти

руб./тн.нефти

154,86

 6. Расходы на обслуживание скважины

тыс. руб./скв

519

 7. Расходы по сбору и транспорту нефти

руб./тн.жидкости

166,67

 8. Общепроизводственные расходы (доб.+нагн.)

тыс. руб/скв

562,86

 9. Цеховые расходы (доб.+нагн.)

тыс. руб/скв

22,61

10. Единый социальный налог

%

26

11. Налог на добычу полезных ископаемых

руб/т.нефти

564

12. Плата за землю, воду, загрязнения

%

0,2

13. Транспорт нефти на экспорт

руб. /т

290

14. Компаундирование +спецэкспортер+ т.п.

руб. /т

149

В данной работе из-за недостаточности данных о балансовой стоимости скважин и основных фондов амортизационные отчисления не учитывались.

Результаты расчета эксплуатационных затрат приведены в таблице 22

5. Налоговая система.

Экономические расчеты проведены с учетом налогов и платежей, соответствующих действующему Налоговому Кодексу. При расчете финансово-экономических показателей учтены следующие виды налогов, платежей и пошлин, перечень и порядок их начисления указан в таблице 23

Ставки налогов и отчислений

Показатели

Ед. изм.

Значения

1. Налог на добавленную стоимость

%

18,0

2. Единый социальный налог

%

26,0

3. Обязательное страхование от несчастных случаев

%

0,5

4. Налог на добычу полезных ископаемых*

-             с 1 января 2005 г. по 31 декабря 2006 г.

-             с 1 января 2007 г.

 

руб.

%

 

419*(Ц-9)*Р/261

16,5

5. Налог на имущество

%

2,2

6. Добровольное личное страхование

%

3,0

7. Налог на прибыль

%

24,0

8. Подоходный налог

%

13,0

9. Экспортная пошлина

долл./т

 

в соответствии с Законом РФ «О таможенном тарифе» с изменениями от 07.05.2004 г.

Примечание:

Налог на добавленную стоимость (НДС) – взимается в размере 18 % с операций по реализации и покупке только на внутреннем рынке.

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) – начисляется:

до 2007 г. налогооблагаемой базой для расчета является объем добытой нефти (без потерь на транспортировку и подготовку нефти).  Ставка налога рассчитана по формуле:

419*(Ц-9)*Р/261, где

Ц - средний за налоговый период уровень цен сорта нефти «Юралс»,

Р - среднее значение курса $ к рублю.

После 1 января 2007 г. НДПИ рассчитывается по ставке 16,5 %. Базой для расчета является стоимость добытой нефти без налога на добавленную стоимость, уменьшенную на сумму расходов по доставке.

Экспортная пошлина – начисляется на сумму экспортной выручки и рассчитана по формуле из расчета на тонну нефти, реализуемую на экспорт:

При цене от 15$ до 20$ за баррель =35 %*(Ц факт-109,5$/ т)

При цене от 20$ до 25$ за баррель=12,78$+45%*(Цфакт-146$/т)

При цене от 25 $ и выше =29,2+65%*(Цфакт-182,5$/т), где Цфакт- фактическая цена при продаже одной тонны нефти на экспорт.

Единый социальный налог (ЕСН) - начисляется в соответствии с гл. 24 ч. 2 НК от фонда оплаты труда в размере 26 %. Зачисляется в государственные внебюджетные фонды: пенсионный фонд РФ, фонд социального страхования, фонды обязательного медицинского страхования.

Налог на имущество предприятий – введен в РФ с 1 января 1992 г. Ставка налога определена в размере 2,2 % от среднегодовой стоимости имущества, находящего на балансе предприятия.

Налог на прибыль – взимается по ставке 24 % на основании Закона РФ №110-ФЗ от 06.08.01 г., гл. 25, ст. 284. В соответствии со ст. 2 настоящего закона льготы по налогу на прибыль отменены. Статья 283 главы 25 НК предоставляет право налогоплательщику осуществлять перенос убытка на будущее, в течение 10 лет, следующих за тем налоговым периодом, в котором был получен этот убыток, но не более 30 % налоговой базы.

Ввиду сложности определения налогов по плате за землю, воду, загрязнения – суммарные отчисления по ним определяется в размере 0,2 % от стоимости реализации нефти.


Таблица 22

Результаты расчета эксплуатационных затрат     млн.руб

Показатели

Ед. изм.

Значения

2005

2006

2007

2008

2009

2010

 1. Расходы на закачку воды

руб./куб.м.

10,39

0,91

1,41

1,89

1,87

1,93

2,01

 2. Расходы на оплату  

 

 

 

 

 

 

 

 

     - Рабочие

тыс. руб./чел.год

161,99

0,65

1,30

2,02

2,02

2,02

2,02

 3. Затраты на электроэнергию

руб./тн.жидкости

18,85

0,40

0,62

0,96

0,86

0,77

0,71

 4. Удельная численность  

 

 

 

 

 

 

 

 

     - Рабочие

чел. /скв

0,5

4

8

13

13

13

13

 5. Расходы на технологическую подготовку нефти

руб./тн.нефти

154,86

3,29

5,12

7,88

7,09

6,33

5,81

 6. Расходы на обслуживание скважины

тыс. руб./скв

519

4,15

8,30

12,98

12,98

12,98

12,98

 7. Расходы по сбору и транспорту нефти

руб./тн.жидкости

166,67

3,56

5,54

8,53

7,68

6,86

6,29

 8. Общепроизводственные расходы (доб.+нагн.)

тыс. руб/скв

562,86

4,50

9,01

14,07

14,07

14,07

14,07

 9. Цеховые расходы (доб.+нагн.)

тыс. руб/скв

22,61

0,18

0,36

0,57

0,57

0,57

0,57

10. Единый социальный налог

%

26

0,17

0,34

0,53

0,53

0,53

0,53

12. Налог на добычу полезных ископаемых

руб/т.нефти

564

11,98

18,63

28,71

25,83

23,07

21,15

13. Плата за землю, воду, загрязнения

%

0,2

0,30

0,46

0,71

0,64

0,57

0,53

14. Транспорт нефти на экспорт

руб. /т

290

1,85

2,87

4,43

3,98

3,56

3,26

15. Компаундирование+спецэкспортер+все экспортные расходы

руб. /т

149

0,95

1,48

2,28

2,05

1,83

1,68

16. Себестоимость

Тыс.руб/т

 

1,5

1,68

1,68

1,75

1,84

1,9

 

6. Источники финансирования

При оценке экономической эффективности вариантов разработки Смольниковского месторождения в качестве источника финансирования проекта приняты собственные средства недропользователя.


7. Результаты экономической оценки

Расчет прибыли производится по следующему алгоритму:

1. Рассчитываем выручку от реализации нефти на внутреннем рынке, налог на добавленную стоимость (18%). Вычитаем из первого второе и получаем выручку на внутреннем рынке без НДС.

2. Рассчитываем выручку от реализации продукции на внешнем рынке, таможенную пошлину и соответственно получаем выручку от реализации нефти на внешнем рынке без пошлины.

3. Из суммарной выручки без НДС  и пошлины вычитаем эксплуатационные затраты с учетом амортизационных отчислений и получаем прибыль к налогообложению.

4. Из прибыли к налогообложению вычитаем налоги на прибыль и имущество. Получаем чистую прибыль от реализации.

5. В доход государства включены следующие налоги: НДС, экспортная пошлина, налог на прибыль, налог на имущество, ЕСН, НДПИ, плата за землю воду, загрязнения и экологию.

Результаты расчета прибыли на период 2005-2010 отображен в таблице 23.

Поток наличности рассчитан в соответствии с РД 153-39-007-96  и представлен в таблице 24.

Сопоставление основных технико-экономических параметров представлены в таблице 25.

 

Таблица 23

Расчет прибыли.                          Млн.руб

 

Показатели

Годы

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Добыча нефти, тыс. т

21,24

33,04

50,9

45,8

40,9

37,5

Внутр. Рынок

Выручка от реализации продукции на внутр.рынке

90,69

141,08

217,34

195,57

174,64

160,13

Налог на добавленную стоимость

16,33

25,39

39,12

35,2

31,44

28,82

Выручка на внутр.рынке без НДС

74,37

115,69

178,22

160,36

143,21

131,3

Внеш. Рынок

2. Выручка от реализации продукции на внеш рынке, млн. руб.

60,61

94,28

145,25

130,69

116,71

107,01

Тамлженная пошлина

3,27

5,08

7,83

7,04

6,29

5,77

Выручка на внешнем рынке без пошлины

57,34

89,2

137,42

123,65

110,42

101,24

 

6. Эксплуатационные затраты с учетом аморт. отчислений

33,63

53,52

86,38

86,36

86,73

86,85

7. Прибыль к налогообложению, млн. руб.

98,08

151,37

229,26

197,65

166,9

145,69

8. Налог на прибыль, млн. руб.

23,54

36,33

55,02

47,44

40,06

34,97

9. Налог па имущество предприятия, млн. руб.

2,16

3,33

5,04

4,35

3,67

3,21

10. Прибыль от реализации, млн. руб.

72,39

111,71

169,19

145,87

123,17

107,52

 

Доход Государства

57,74

89,57

136,96

121,03

105,62

94,96


Таблица 24

Поток наличности.                                                              Млн. руб

Годы

Прибыль от реализации

Поступление финансов

Капитальные вложения

Поток наличности

Накоплен. поток наличности

Дисконт. поток наличности

Суммарный диск. поток наличности

Дисконтир.  объем кап влож

Суммар дисконт.объем кап влож.

Индекс доходности (PI)

2005

72,39

72,39

153,46

-81,07

-81,07

-81,07

-81,07

153,46

153,46

0,47

2006

111,71

111,71

152,31

-40,60

-121,66

-36,90

-117,97

138,46

291,92

0,60

2007

169,19

169,19

171,06

-1,87

-123,53

-1,54

-119,51

141,37

433,28

0,72

2008

145,87

145,87

0,00

145,87

22,34

109,60

-9,91

0,00

433,28

1,03

2009

123,17

123,17

0,00

123,17

145,51

84,13

74,23

0,00

433,28

1,31

2010

107,52

107,52

0,00

107,52

253,03

66,76

140,99

0,00

433,28

1,59

 

 Таблица 25

Технико-экономические показатели.

Показатели

2005

2006

2007

2008

2009

2010

1. Проектный уровень добычи нефти, тыс. т

194,47

204,91

222,54

218,67

198,99

181,08

в т.ч. Дополнительная добыча

21,24

33,04

50,9

45,8

40,9

37,5

2. Накопленная добыча, тыс. т:

 

 

 

 

 

 

     нефти

461,7

666,6

889,1

1107,8

1306,8

1487,9

     жидкости

527,1

787,1

1082,5

1390,5

1687,5

1974,9

3. Накопленная закачка воды, тыс. м3

207,2

424,5

685,7

971,5

1266,7

1573,8

4. Фонд скважин, всего

47

55

64

64

64

64

     в т.ч. добывающих

40

47

54

54

54

54

               нагнетательных

7

8

10

10

10

10

5. Фонд скважин для бурения, всего

8

8

9

0

0

0

6. Средняя обводненность, %

16,8

21,2

24,7

29

33

37

7. Коэффициент нефтеизвлечения (текущий)

0,018

0,025

0,034

0,042

0,05

0,057

8. Капитальные вложения, млн. руб.

153,455

152,306

171,057

0

0

0

9. Экспл. затраты с учетом аморт. отчислений, млн. руб.

32,89

55,44

85,56

80,17

75,08

71,59

10. Поток наличности, млн. руб.

-81,07

-40,6

-1,87

145,87

123,17

107,52

коэффициент дисконтирования 10 %

-81,07

-36,9

-1,54

109,6

84,13

66,76

Накопленный дискон.поток наличнасти NPV

-81,07

-117,97

-119,51

-9,91

74,23

140,99

11. Доход государства, млн. руб.

57,74

89,57

136,96

121,03

105,62

94,96

12. Индекс доходности PI

0,47

0,6

0,72

1,03

1,31

1,59

 

 

8. ВЫВОДЫ

 

· Все капитальные вложения производятся в первые три года реализации проекта (2005-2007), они составили в среднем 160 млн.руб. в год.

· Эксплуатационные затраты сначала растут от 32,89 млн.руб. в 2005 году до 85,56 млн.руб. в 2007 (за счет увеличения фонда скважин и уровня добычи нефти), а начиная с 2008 года медленно падают до 71,59 млн.руб. в 2010 г. за счет уменьшения расходов на подготовку, транспортировку нефти, так как уровень добычи с 2008 года начинает падать.

· Расчет прибыли и соответственно потока наличности производился с учетом реализации нефти, добытой из действующих на 01.05.2005 и уточненного фонда скважин, на внешнем и внутреннем рынке. Максимальная прибыль достигается в 2008 г. – 145,87 млн.руб. Накопленный поток наличности 253,03 млн.руб., с учетом дисконтирования (10%) 140,99 млн.руб. Доход государства за период 2005-2010г.г. составил 650,88 млн.руб. В период разбуривания PI=0,47-0,72, а после завершения бурения PI резко возрастает до 1,03 и более до 1,59 в 2010.

· Период окупаемости капитальных вложений примерно 3 года.

· Все расчеты производились с учетом действующей системы налогообложения.

  

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

В выполненной  работе,  с учетом эксплуатационного бурения, сейсморазведочных и электроразведочных работ по состоянию на 01.05.2005 г.  представлена уточненная геологическая модель месторождения, которая претерпела существенные изменения в сравнении с принятой при составлении технологической схемы разработки. Существенно сократилась площадь нефтеносности. Выполненная переоценка запасов нефти показала, что запасы нефти уменьшились более, чем в 2,5 раза и составляют по категории С1 - геологические – 10076 тыс.т, извлекаемые – 3599 тыс.т.

В выполненном анализе текущего состояния разработки, дана оценка  выполнения проектных решений, определен  проектный фонд скважин с учетом уточненной геологической модели, рассчитаны технологические показатели разработки на период 2005 – 2010 годы, даны рекомендации по дальнейшему освоению месторождения.

Текущее состояние разработки разбуренной части месторождения удовлетворительное. Проектные технологические и технические решения, в основном, выполнены. Фактический  уровень добычи нефти в 2004 г. несколько выше проектного, в связи с более высокими дебитами нефти новых скважин и меньшим процентом падения добычи по переходящему фонду скважин.

Уточненный проектный фонд скважин меньше проектного в 2,8 раза и составляет: добывающих - 54 скважин, нагнетательных - 10 скважин, при проектном фонде: соответственно 168 и 49 скважин.

Расчетные технологические и экономические показатели определены на период 2005 – 2010 годов с учетом текущего состояния разработки и  дальнейшего разбуривания месторождения одним буровым станком.

Рекомендации по разработке месторождения связаны со следующими направлениями:

1. Дальнейшим разбуриванием месторождения эксплуатационными скважинами. С учетом уточненной геологической модели определена очередность бурения скважин и их добывной потенциал. Ввод скважин в эксплуатацию: 2005 год – 8, 2006 год - 8, 2007 год – 9 скважин. В соответствии с утвержденной программой освоение пластов верейского горизонта и башкирского яруса осуществлять дифференцировано с проведением в каждой пятой скважине промыслово-геофизических исследований по оценке характеристики притока. Продолжить работы по объединению пластов в один эксплуатационный объект в скважинах, в которых эксплуатация осуществляется раздельно.

2. Организация заводнения в соответствии с рекомендуемыми объемами. Всего за расчетный период (2005 – 2010 годы) рекомендуется освоить под закачку, дополнительно к действующим нагнетательным скважинам, 6 новых скважин.

3. С целью повышения эффективности заводнения необходимо продолжить проведение ГТМ по выравниванию профилей приемистости и оптимизации работы нагнетательных скважин, с последующими потокометрическими исследованиями.

Экономическая оценка разработки месторождения дала положительные результаты: большие потоки наличностей, доход государства, индексы доходности.

 

Список литературы.

1. «Технологическая схема разработки Смольниковского месторождения». ДООО «БашНИПИнефть»,  г. Уфа, 2001.

2. Данные геологического и технологического отделов НГДУ-2 ОАО «Белкамнефть».

3. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. М., «Недра», 1977, с.360

4. РД 153-39-007-96 Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений

5. «Авторский надзор за реализацией проекта пробной эксплуатации Смольниковского месторождения», г. Ижевск, 2003 г.

6. «Анализ разработки Смольниковского месторождения». ОАО «УНПП НИПИнефть», г. Ижевск, 2005.

7. «Оперативный подсчет запасов нефти Смольниковского месторождения Удмуртской АССР». ПГО «Удмуртгеология», г.Ижевск, 1990

8. Савельев В.А. Нефтегазоносность и перспективы освоения ресурсов нефти Удмуртской республики. – Москва-Ижевск: 2003. – 288 с.

9. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. // Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др. М.: Недра, 1983, 463 с.

10. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1998.

11. РД 153-39.0-110-01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. г. Москва, 2002.

12. Разработка нефтяных и газовых месторождений: Учебно-методическое пособие/ Сост. С.Ю. Борхович. Ижевск, 2005, 52 с.

13. Борхович С.Ю., Волков А.Я. Методические рекомендации и рабочая программа по дисциплине «Основы экономической деятельности предприятия». – Ижевск, 2006. 42 с.