Анализ разработки пласта Б2 Баклановского поднятия Баклановского месторождения

Баклановское месторождение расположено на территории Сорочинского района Оренбургской области, в 25 км к северо-западу от г. Сорочинск.
Месторождение находится в районе с развитой инфраструктурой.
В орогидрографическом отношении участок приурочен к реке Малый Уран и ее правым притокам: Боровка и Табунок.
В экономическом отношении район Баклановского месторождения имеет в основном сельскохозяйственный уклон.
Выкопировка из обзорной карты месторождений углеводородного сырья Оренбургской области
2
Общие сведения о месторождении

В тектоническом отношении месторождение расположено на южном склоне Жигулевско-Оренбургского свода, по осадочному чехлу – в пределах Бузулукской впадины, осложненной в верхнедевонское время Бобровско-Покровским биогермным валом.
Всего на Баклановском месторождении выявлено 12 залежей нефти.
Общие сведения о месторождении
Выкопировка из карты тектонического районирования Оренбургской области
3

Геологическое строение. Пласт Т1
Схематический геолого-литологический профиль по линии I-I’
4
Продуктивный пласт Т1 Турнейского яруса представлен известняками.

Карта начальных нефтенасыщенных толщин
5

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Б2
6

Подсчет запасов объемным методом
F – площадь залежи, тыс.м2;
h – нефтенасыщенная мощность пласта, м;
m – коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, доли ед;
α – коэффициент насыщения пласта нефтью, доли ед;
ρпов – плотность нефти на поверхности, т/м3;
ϴ - пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти, ϴ=1/b (b-объёмный коэффициент пластовой нефти).
Qбал = F·h·m·α·ρпов ·ϴ
7

Анализ разработки пласта Б2
Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2011 году и составил 58,960 тыс. т или 4,0% от НИЗ при средней обводненности продукции 21,9%. Средний дебит шести действующих скважин по нефти составлял 30,1 т/сут, по жидкости – 38,5 т/сут.
8

Сравнение проектных и фактических показателей
Последний проектный документ – «Дополнение к технологическому проекту разработки Баклановского нефтяного месторождения Оренбургской области», выполненному в 2019 году ООО «Инженер Сервис».
Все фактические показатели в 2020 году оказались выше проектных, что обусловлено более высокой производительностью скважин по нефти и жидкости.
9

Энергетическое состояние пласта Б2
Формирование системы ППД началось в 2008 году. Начальное пластовое давление объекта – 27,1 МПа, давление насыщения нефти газом – 8,27 МПа. Текущее пластовое давление составляет 19,5 МПа, что ниже начального на 7,6 МПа. На сегодняшний день объект эксплуатируется с поддержанием пластового давления.
10

Анализ ГТМ
С 2016 по 2020 гг. на пласте Б2 выполнено 24 геолого-технических мероприятия, проведенных на 18 скважинах, все оказались успешными. Дополнительная добыча нефти составила 14,797 тыс.т. Средний удельный технологический эффект на уровне 0,617 тыс.т нефти на одну проведенную скважино-операцию.
11

Характеристика фонда скважин
12
По состоянию на 01.01.2021 год ведет добычу – 14 скважин, закачку – восемь скважин. Из 14 скважин добывающего фонда шесть действующие, шесть скважин переведены под закачку, одна ликвидирована. Из восьми скважин нагнетательного фонда под закачкой находятся все скважины. Неработающий фонд объекта Б2 отсутствует.

Анализ дебитов и обводненности скважин
Распределение фонда скважин по дебитам нефти
Распределение фонда скважин по дебитам жидкости
Распределение фонда скважин по обводненности
13
Накопленный отбор нефти составил 480 тыс.т. В среднем на одну добывающую скважину отобрано 137 тыс.т нефти. Объект разрабатывается системой ППД. Фонд добывающих скважин представлен, в основном, низкодебитными по нефти скважинами, по жидкости наоборот, высокодебитными. Весь фонд скважин высокообводненный – обводненность выше 95%.

Анализ работы фонда ЭЦН
Из шести действующих скважин пять оборудованы установками ЭЦН различной производительности 125-320 м3 и напором 2310-2550 м. Одна скважина оборудована ЭВН производительностью 22 м3 и напором 2400 м.Установки ЭЦН спущены на глубину 2000 – 2340 м, в среднем на 2215м, динамические уровни находятся в пределах 500-1580 м, в среднем 1013 м, среднее значение подпорной характеристики составляет 1202 м. В среднем депрессия на пласт составляет 78,7 ат, коэффициент продуктивности составил 0,04-2,13 м3/(сут⋅ат), составляя в среднем по фонду скважин 0,9 м3/(сут⋅ат).
Распределение скважин по глубине спуска насоса
Распределение скважин по динамическому уровню
14

Методика подбора УЭЦН к скважине
График напорных характеристик скважины и насоса
При анализе работы насосного оборудования, выполнен расчет по подбору оптимального для скважины 712. Для обеспечения эффективной и экономичной работы скважины возможно заменить работающий в скважине насосЭЦН5А-320-2550 на ЭЦН5а-160-2300.
15

Осложнения при эксплуатации скважин пласта Б2 Баклановского месторождения
17
асфальтено-смоло-парафиновые отложения (АСПО) в лифтовых колоннах и выкидных линиях;
осложнения, связанные с солеотложением;
коррозия нефтепромыслового оборудования;
засорения внутрискважинного оборудования (мехпримеси, песок, пропант и др.);
осложнения, связанные с вредным влиянием газа;
осложнения, связанные с высокой вязкостью нефти;
осложнения, связанные с глушением скважин.

Спец.вопрос: Расчет перспективного плана разработки пласта Б2
Через 20 лет разработки степень выработки утвержденных запасов составит 39,1% при обводненности 90,9%.
Разработка объекта на всем периоде происходила со значением обводненности значительно превышающим степень выработки. Рост обводненности по объекту обусловлен высоковязкой нефтью (197,5 мПа·с), что способствует прорыву пластовых вод к добывающим скважинам.
18

Рассматриваемое ГТМ- обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) на скважине с целью увеличения дебита нефти.
Вложенные инвестиционные расходы на ГТМ в размере 3,97 млн. руб. окупаются в течение двух лет.
NPV – 2,820 млн.руб., IRR – 0,7%, PI – 1,781.
Данные показатели свидетельствуют о том, что рассматриваемое мероприятие является экономически эффективным для внедрения.
Экономическая эффективность
19

Существующим действующим фондом проектный КИН не будет достигнут. Для выработки остаточных извлекаемых запасов необходимо бурение скважин в зонах, не охваченных дренированием, бурение боковых стволов, проведение КГРП, нагрев ПЗП и скважинного флюида при помощи скважинных электронагревателей.
Выводы и рекомендации
20