Повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях бобриковского объекта Троельжанского месторождения

1. ПЕРМСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА НГТ
Повышение эффективности разработки залежи
нефти в отложениях бобриковского объекта
Троельжанского месторождения
Выполнил : студент гр. РНГМ-13-1
Макаров С.А.
Руководитель: декан ГНФ, профессор
Галкин С.В.

2.

Общие сведения о месторождении
Административное положение:
Пермский край. Кунгурский район
История освоения месторождения:
Открыто в 1966 г. Введено эксплуатацию в 1967 г.
Нефтеносность:
Пласт Бш башкирского горизонта
Пласт Тл2 тульского горизонта
Пласты Бб, Бб0 бобриковского горизонта
Пласт Мл радаевского горизонта
Пласт Т турнейского яруса
Фонд скважин:
Всего пробурено – 101 скважина, в т.ч
Добывающие – 28 скв.,
Нагнетательные – 4 скв.,
Контрольных – 26 скв.,
Ликвидированных – 21 скв.,
В консервации – 18 скв.
Троельжанский лицензионный участок
2

3. Геолого-физическая характеристика бобриковской залежи нефти Троельжанского месторождения

Параметры
Средняя глубина залегания, м
Ед. измер.
Пласт Бб
м
1695
Тип залежи
Пластовая, сводовая
Тип коллектора
Площадь нефтегазоносности
поровый
тыс.м2
5813
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина
м
14
Коэффициент пористости
%
16
мкм2
487
0С
28
Начальное пластовое давление
МПа
18
Вязкость нефти в пластовых условиях
мПа·с
1,67
Плотность нефти в пластовых условиях
кг/м3
779
Давление насыщения нефти газом
МПа
15,4
Газосодержание нефти
м3/ т
135
Коэффициент вытеснения
д.ед.
0,619
Коэффициент нефтеизвлечения
д.ед.
0,484
Проницаемость
Начальная пластовая температура
3

4. Карта текущих отборов бобриковской залежи по состоянию на 01.01.2017 г.

4

5. Проектные и фактические показатели разработки

Годы
Показатели
Ед. изм.
Добыча нефти
Действующий фонд добывающих скважин на конец года
Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года
Ср. дебит действующих скважин по жидкости
Ср. дебит действующих скважин по нефти
Ср. приемистость нагнетательных скважин по воде
Ср. обводненность продукции действующего фонда
скважин
Добыча жидкости
Добыча жидкости с начала разработки
Добыча нефти с начала разработки
Коэффициент нефтеизвлечения
Отбор от утвержденных извлекаемых запасов
Темп отбора нефти от начальных утвержденных
извлекаемых запасов
Компенсация отбора:
текущая
с начала разработки
тыс.т
шт
шт
т/сут
т/сут
м3/сут
2014
Проект
Факт
2,9
3,1
4
7
1
3
38,0
20,7
1,8
1,2
61,0
21,0
2015
Проект
Факт
2,9
3,0
4
6
1
0
22,0
14,8
1,7
1,2
65,0
0
2016
Проект
2,9
4
1
22,0
1,6
63,0
Факт
4,0
5
3
14,0
1,1
15,0
%
95,3
94,0
92,2
91,7
93,9
88,0
тыс.т
тыс.т
тыс.т
д.ед.
%
60,7
12193
3977,0
0,484
88,0
52,3
12172
3978,0
0,484
88,0
37,2
12230
3980,0
0,484
88,1
35,8
12208
3981,0
0,484
88,1
36,4
12320
3983,0
0,484
88,2
30,0
12297
3985,0
0,484
88,2
%
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
%
%
25,0
162,0
36,8
150,2
12,0
162,0
0,0
149,8
14,0
162,0
18,3
132,0
5

6. График разработки бобриковской залежи Троельжанского месторождения по состоянию на 01.01.2017г.

307
307
300
293
286
294
305 304
300
295
1467
250
240
234
226
217
209
202
1298
256
1205
Нефть т.т., жидкость т.т., закачка,т.м3
1200
1122
1000
800
166
145142
159
151
600
200
0
193
169170168
189
164
164162167164
159156157156162
159158160158
155
735
682
670
183
185
166
148
614
200
181
181
155
150
179
181
177
175
175174173173172172171171171171
178
176
169169169169168168167 166
164 166
160161
162
156
154
154
150
144
547
572
543
501
515 443
96 95 95 94
46591 481
489
94 95
92 88
92 89 88 87 88 89 93 93 95
482 466
90 92 89 89 92
88
454 470 485 86 450
86 88
85
425
423
415
81
92 92 91
384
87 86
84 84 85 85 86 86 86 86 87 87 87 87 87 88 88 88 88 88 88 88 88 88 88
64 70 68 70
335 334
81 82 83
80
379
425436
71
61
423
400
296
58
286
378
375
64370 73 75 76 77 79 80
55
66
68
340 72
259
51
25851
320
228
220
43
296 223
38 227
286
288
295 153 140
38
145121118 41
260
240
150 130 213
154
46 236
12487 89 129 30
23 23 35
218
17 72 62 66 57 62 56 43 38 38
31 28 22
23 22 22 42
30 22 30 25 23
154
23
31
22 20 21 94
22
20 21 21 20 18 19 18 18 17 44 39 26 21 18 17 185
90 62
18 21
31 18 18 22
26
13
74 70 73 54 55 20 59 54
54 52 26 20
16
17
18
15
208
14
8
10
12
5
47
11
11
6
22
8
11
8
8
5
6
6
6
6
31 86
8
8
7 6 6 6
12
6
6 6 7 7 7 7 36
65
6 30
5 4 5 3 3 83 123
95 7 7 57 3 6 1
6 6
46 11 3152 197 6
2
2
2
2 3 2 53
1
6
1
7
7
6
7
41
11
6
121
85
140
133
117
83
0
7 12 10 11 9 7 10 8 8 4 4 3 2 3 3 3 3 4
542
490
400
186
198
170
146
191
982
176175
170173
920
160
250
194
1020
180
300
274
263
1367
1400
Рпл.нач.- 180 атм
%воды, Отбор от НИЗ, %, Действ.доб.фонд,
Дейсв.нагн.фонд, Пл.давление, атм,
Накопл.комп.зак.%
1600
Троельжанское месторождение
Пласт Бб
График разработки
547
586
100
50
0
6
действ.доб.фонд
действ.нагн.фонд
нефть т.т
жидкость т.т
% воды

7. Схема сбора и транспортировки продукции скважин Троельжанского месторождения

с ДНС
«Лазуковка»
D=325*8мм., L=16105м
D=273*8мм., L=1736м
D=219*5-8мм., L=7109м
на УКПН
«Кыласово»
303
255
Куст №5
D=159*7 мм., L=900 м.
D=168*10 мм., L=6400 м.
335
к 333
н 292
н 297
н
н
201
н
308
203
204
207
206
212
ВРБ-4
226
222
211
нк11
ГЗУ-7
266
нк15
нк14
276 н
281 к
16
4
с ДНС «Ергач»
259
258 к
1,0 м.
1,0 м.
1,0 м.
1,0 м.
1,0 м.
1,0 м.
1,0 м.
1,0 м.
1,0 м.
D=159*7 мм., L=300 м.
222
267
286
348
335
293
–
–
–
–
–
–
ГЗУ-7
ГЗУ-10
ГЗУ-9
ГЗУ-9
ГЗУ-7
ГЗУ-12
250м.
1000м.
260м.
250м.
280м.
60м.
287 к
348
341
м.
м.
м.
м.
м.
м.
Водовод
343
н
254
208
н
310 301 351
н
н
н
н
15
Куст №4
D=144*14 мм., L=1040 м.
РГ-2
344 к
277
260
261
269 к
263 к
280
270
262
273
Куст №8
D=114*5 мм., L=1000 м.
214
23
к
н
к
н
н
345
346
218
D=159*6 мм., L=300 м.
к
к
ГЗУ-8
205
ГЗУ-12
220
н
251
217
18
227
223
221 н
Куст №1
257
Куст №12
253
н
н
264 к
272
271 н
274 н
275 к
279 н
224
327 н
326 н
331
к
н
Куст №10
н
ВРБ-3
н
н
256
D=114*8 мм., L=1600 м.
321 300 290 350 289
213
291 294 295
219
Куст №11
342
299
298
293
288
Куст №9
D=114*5 мм., L=600 м.
Куст №2
Глубина
Длина
залегания
Диаметр трубы 89 мм;
Толщина стенки 12,0 мм.
Куст №7
216
215
D=159*6 мм., L=300 м.
к
Диаметр трубы 89 мм;
Толщина стенки 4,0 мм.
РГ-2 – скв.23
500м.
1,0 м.
РГ-1 – скв.203
1000м. 1,0 м.
РГ-1 – скв.204
800м.
1,0 м.
РГ-2 – скв.260
500м.
1,0 м.
ВРБ-3 – скв.299
50м.
1,0 м.
РГ-1 – скв.295
1500м. 1,0 м.
ВРБ-3 – скв.350
1070м. 1,0 м.
ВРБ-3 – скв.331
200м.
1,0 м.
РГ-1 – скв.257
1900м. 1,0 м.
скв.204 – скв.303
800м. 1,0 м.
скв.300 – т.вр. в в/в
1000м. 1,0 м.
ВРБ-4 – скв.227
Диаметр трубы 114 мм;
Толщина стенки 9,0 мм.
ВРБ-4 – скв.206
540м.
1,0 м.
ВРБ-4 – скв.227
1400м. 1,0 м.
ВРБ-4 – скв.283
1000м. 1,0 м.
РГ-2 – скв.343
400м.
1,0 м.
РГ-2 – скв.277
70м.
1,0 м.
D=219*7мм., L=4600м
н
347 н
к
225
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
УПСВ «Троельга»
286
210
Диаметр трубы 114 мм;
Толщина стенки 5,0 мм.
Скв.
Скв.
Скв.
Скв.
Скв.
Скв.
байпас
209
278
267
к 282
к 268
283
н 265
н 285
ГЗУ-10
1000м.
665м.
590м.
440м.
300м.
60м.
150м.
400м.
400м.
н
к
РВП
ГЗУ-11
205 – ГЗУ-11
207 – БИУС
211 – БИУС
220 – ГЗУ-8
226 – ГЗУ-7
226 – ГЗУ-7
272 – ГЗУ-8
261+277 – ГЗУ-9
273+280 – ГЗУ-9
Глубина
залегания
с ДНС «Ергач»
БИУС
D=89*7 мм., L=750 м.
н
У-9
Скв.
Скв.
Скв.
Скв.
Скв.
Скв.
Скв.
Скв.
Скв.
Длина
284
ГЗ
Выкидной
нефтепровод
202
D=219*7мм., L=4600м
РГ-1
Куст №3
нк-1
ВРБ-1
РГ-1
ГЗУ-8
БИУС
с ДНС «Лужки» ЦДНГ-10
ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
-
Условные обозначения:
скважина эксплуатационная действующая
скважина эксплуатационная бездействующая
скважина в консервации
скважина наблюдательная
скважина ликвидированная
скважина нагнетательная действующая
скважина нагнетательная бездействующая
скважина нагнетательная наблюдательная
напорный колодец
ВРБ (водораспределительный блок)
РГ (распределительная гребёнка)
ГЗУ (групповая замерная установка )
БИУС (блочная замерная установка)
нефтепровод действующий
нефтепровод в консервации
водовод действующий
водовод в консервации
обвалование
дорога грунтовая
газопровод действующий
7

8. Обоснование выбора скважин для бурения боковых стволов

Параметры работы скважин №№211, 281 на 01.01.2017
Залежь
211
281
Бб
Бб
Дебит по
жидкости, т/сут
1,37
9,0
Дебит по нефти, Обводненность,
т/сут
%
0,4
70,8
1,7
78,8
График изменения обводненности и дебита по нефти скв. №211
Обводненность, %
2,5
2
1,5
1
0,5
0
Июль 2019
Дебит по нефти, т/сут
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Октябрь 2015 Ноябрь 2016
Обводненность, %
Линия тренда
5
4
3
2
1
Дебит по нефти, т/сут
Июнь 2013
Июнь 2016
Обводненность, %
Линия тренда
3
Дебит по нефти, т/сут
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Накопл. добыча
нефти, тыс. т.
14,906
0,936
График изменения обводненности и дебита по нефти скв. №281
Обводненность, %
Скв. №
0
Декабрь 2017
Дебит по нефти, т/сут
8

9. Обоснование выбора скважин для бурения боковых стволов

Фрагмент карты эффективных нефтенасыщенных толщин Бб объекта
9

10. Оценка начальных извлекаемых запасов

Исходные данные для подсчета НИЗ объемным
методом для скважины №211
Параметр
Эффективная нефтенасыщенная
толщина пласта h
Площадь дренирования F
Средний коэффициент открытой
пористости m
Средний коэффициент
нефтенасыщенности β
Коэффициент нефтеотдачи η
Плотность нефти в поверхностных
условиях ρ
Объемный коэффициент нефти b
Единицы
измерения
Значения
м
9
м2
141124,2
доли ед.
0,18
доли ед.
0,9
доли ед.
0,55
т/м3
0,864
доли ед.
1,27
Исходные данные для подсчета НИЗ объемным
методом для скважины №281
Параметр
Эффективная нефтенасыщенная
толщина пласта h
Площадь дренирования F
Средний коэффициент открытой
пористости m
Средний коэффициент
нефтенасыщенности β
Коэффициент нефтеотдачи η
Плотность нефти в
поверхностных условиях ρ
Объемный коэффициент нефти b
Единицы
измерения
Значения
м
19
м2
141124,2
доли ед.
0,18
доли ед.
0,9
доли ед.
0,55
т/м3
0,864
доли ед.
1,27
Начальные извлекаемые запасы на участке
предполагаемого бокового ствола скважины №211:
Начальные извлекаемые запасы на участке
предполагаемого бокового ствола скважины №281:
Qн = 76950,28 т.
Qн = 162450,58 т.
10

11. Обоснование начального дебита скважин

Начальные показатели работы скважин №№267, 222
Скв. №
Дата ввода
Начальный дебит нефти, т/сут
Обводненность, %
267
222
01.08.1983
01.05.1968
14,6
22,4
11,1
7,8
Удельные дебиты скважин №№267, 222
Скв. №
267
222
Начальный дебит
Qнач, т/сут
14,6
22,4
Эффективная нефтенасыщенная
толщина Hэф.н.н, м
8,2
19,6
Удельный дебит
Qуд, т/сут·м
1,78
1,14
Начальные дебиты для боковых стволов в скважинах №№211, 281
Скв. №
Начальный дебит Qнач, т/сут
211
281
16,02
21,66
11

12. Динамика обводненности и дебита для боковых стволов

Динамика изменения дебита скв. №267
20,0
18,0
16,0
14,0
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
0,0
1980
25
20
15
10
5
1990
2000
Дебит по нефти, т/сут
2010
2020
2030
1990
2000
Обводненность, %
0
1960
1970
Линия тренда
2010
2020
Линия тренда
1980
1990
Дебит по нефти, т/сут
Динамика изменения обводненности скв. №267
100,0
90,0
80,0
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
1980
Динамика изменения дебита скв. №222
2030
2000
2010
2020
2030
Линия тренда
Динамика изменения обводненности скв. №222
100,00
90,00
80,00
70,00
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
1960
1970 1980 1990
Обводненность, %
2000 2010 2020
Линия тренда
2030
12

13. Динамика обводненности и дебита для боковых стволов

График падения дебита нефти скв. №211
Среднегодовой дебит
нефти, т/сут
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
5
10
Годы
15
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0
25
5
10
Годы
15
20
25
График изменения накопленной добычи нефти скв. №211
Накопленная добыча
нефти, т.
Обводненность, %
График изменения обводненности продукции скв. №211
90000
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
0
5
10
Годы
15
20
25
13

14. Динамика обводненности и дебита для боковых стволов

График изменения обводненности продукции скв. №281
График падения дебита нефти скв. №281
25
Обводненность, %
Среднегодовой дебит
нефти, т/сут
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
10
20
Годы
30
40
15
10
5
0
50
0
10
20
30
Годы
40
50
График изменения накопленной добычи нефти скв. №281
180000
160000
140000
120000
100000
80000
60000
40000
20000
0
Накопленная добыча
нефти, т.
0
20
0
10
20
Годы
30
40
50
14

15. Ожидаемый экономический эффект рекомендуемых мероприятий

Показатель
Прирост добычи нефти от ГТМ
Накопленный дисконтированный
чистый денежный поток
239,3 тыс.т.
664,7 млн.руб.
Индекс доходности
9,47
Срок окупаемости
0,94
15

16. Заключение

Для бурения боковых стволов были предложены:
• Скв. №211, 281
Начальные извлекаемые запасы:
• Для скв.№211 - Qн = 76950,28 т.
• Для скв.№281 - Qн = 162450,58 т.
Проведены технико-экономические расчеты, в результате
которых были определены:
• Время эффекта - 40 лет
• Прирост добычи нефти - 239,3 тыс.т
• Срок окупаемости – 0,94 года
• Экономический эффект - 664,7 млн.руб.
16

17. Спасибо за внимание!