Тульские залежи

По тульским залежам в 2003 году добыто 35,5 тыс.т нефти при норме 24,5 тыс.т, с начала разработки отобрано 48,6 % НИЗ. Обводненность продукции составила 25,0 % (2002 год- 21,0 %). Дебит одной скважины составил 1,71 т/сут по нефти и 2,28 т/сут по жидкости. Обеспеченность отборов закачкой в 2003 году 174,2 %, с начала разработки 110,9 %. Пластовое давление в 2003 году 75,5 атм., по сравнению с 2002 годом возросло на 3,8 атм. за счет ввода новых нагнетательных скважин и применения новых методов ПНП.

Ниже в таблице 2.2.1 приведена динамика показателей разработки по НГДУ “Елховнефть” за 1985-2003 гг.

Динамика показателей разработки по НГДУ “Елховнефть” за 1985-2003 гг.

Таблица 2.2.1

Года	Добыча нефти, тыс.т.	Добыча жид-ти тыс.т.	Закач-ка воды тыс.м3	Выра-ботка запасов от НИЗ, %	КНО, доли.ед.	Темп отбора от НИЗ, %	Обвод-ненность, %
Девон	Карбон	Девон	Карбон
	6212,3	35998,8	37061,4						82,8
	5599,6	34867,4	36388,6						85,0
	5096,3	34867,4	35867,4						85,4
	4712,2	33367,5	37799,8						85,9
	2787,8	17793,9	18306,9	65,7	0,371	1,01	84,3
	2606,0	16954,1	18178,1	66,9	0,376	0,04	0,93	2,18	84,6
	2412,1	15326,4	15918,5		0,380	0,049	0,85	2,0	84,3
	2118,7	12377,6	13846,1		0,383	0,05	0,74	1,8	82,9
	1723,6	10667,3	11269,1	69,7	0,386	0,056	0,63	1,4	83,8
	1553,8	9837,7	10295,5	70,4	0,389	0,059	0,6	1,1	84,2
				71,1	0,392	0,06	0,54	1,4	84,3
				71,8	0,394	0,063	0,49	1,34	82,0
				72,4	0,396	0,066	0,42	1,45	81,2
				73,1	0,398	0,07	0,41	1,51	80,6
	1428,7			73,72	0,4	0,074	0,40	1,58	78,5
	1464,2	6542,9	7323,8	74,21	0,402	0,077	0,41	1,60	77,6
	1472,9	6416,9	7236,6	74,87	0,403	0,081	0,39	1,69	77,0
		6128,8	7038,4	75,35	0,405	0,084	0,39	1,65	76,2
	1454,3	5933,8	6582,3		0,407	0,088	0,39	1,63	75,5

Из таблицы 2.2.1 видно, что с 1985г. Добыча нефти постепенно падает, особенно резко в 1989 году почти что в 2 раза по сравнению с 1988 годом. Отбор жидкости и объемы закачки также снижаются средняя обводненность продукции составляет 80÷81 %. С 1985 года обводненность продукции снижается с 84,3 до 75,5 % в 2003 году. По проекту проектный коэффициент

нефтеотдачи для девона должен быть достигнут 0,543, для карбона – 0,237. На конец 2003 года коэффициент нефтеотдачи составляет для девона – 0,407 для карбона – 0,088.

По состоянию на 1.01.2004 года обводненную продукцию дают 1576 скважин, из них обводненностью до 20 % - 43 скважины, от 20 ÷ 50 % - 302 скважин, от 50 ÷ 90 % - 404 скважины, более 90 % - 227 скважин. Данные обводненной продукции по площадям приводится в Таблице 2.2.2

Обводненность добываемой продукции по площадям

Таблица 2.2.2

Площадь	Обводненность, %
1.01.	1.01.	1.01.	1.01.	1.01.	1.01.	1.01.	1.01.
Ново-Елховская	89,0	89,2	88,8	87,5	86,5	86,6	85,2	84,5
Федотовская	67,6	67,0	67,6	62,7	63,5	66,2	68,8	69,0
Итого Д	86,8	86,8	86,4	84,9	83,9		82,9	82,1
Верхние горизонты	64,1	64,3	65,3	63,2	64,0	62,9	63,5	63,5
НГДУ	82,0	81,2	80,6	78,5	77,6	77,0	76,2	75,5

3. Обзор применяемых технологий, повышающих коэффициент нефтевытеснения В последние годы на объектах разработки НГДУ "Елховнефть" широко проводятся мероприятия по повышению эффективности разработки. Эти мероприятия включают комплекс работ, направленных на дальнейшее совершенствование гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов и последующим выбором эффективных технологий по выработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Основные гидродинамические методы ПНП, применяемые в НГДУ "Елховнефть": 1.Циклическая закачка воды с изменением направления фильтрационных потоков в пласте. 2. Форсированный отбор жидкости. 3. Вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти. 3.1.Бурение дополнительных скважин и усиление систем заводнения, разукрупнение объектов путем изоляционных работ; 3.2. Геолого-физические методы воздействия на призабойную зону пласта, вовлечение в разработку слабопроницаемых терригенных коллекторов. Ново-Елховское месторождение нефти кыновско-пашийских горизонтов девона находится на поздней стадии разработки. Запасы нефти отобраны – 76,40 %, остаточные запасы нефти сосредоточены, в основном, в застойных, тупиковых зонах, в линзах и алевролитах, т.е. в тех зонах пластов, из которых пробуренной сеткой скважин извлечь не удается. Для вовлечения в разработку этих недренируемых запасов производится бурение дополнительных добывающих скважин и усиление систем заводнения путем ввода новых скважин под закачку воды. В 2005 году было пробурено и введено 18 дополнительных и освоено под закачку воды 30 скважин. За счет
					КП 130503.65.09.01.19.ПЗ
Изм	Лис	№ докум	Подп.	Дата
Разраб.				Обзор применяемых технологий, повышающих коэффициент нефтевытеснения	Лит	Лист	Листов
Пров.

проведения всех этих мероприятий дополнительная добыча нефти – 213,010 тыс. тонн, в том числе за счет мероприятий отчетного года – 36,365 тыс. тонн нефти.

Проводимые МУН на нагнетательных и добывающих скважинах позволяют восстановить дебиты и повысить забойные давления.

В карбонатных коллекторах кизиловского горизонта дебиты скважин не зависят ни от мощности нефтенасыщенной части пласта, ни от охвата перфорацией всей или части пласта. Этот фактор является косвенным доказательством, что в работе участвует только проницаемый участок пласта, залегающий на 2-4 метра ниже кровли горизонта, остальная уплотненная часть пласта в разработке на данном этапе не участвует.

Эксплуатационные скважины неодинаково реагируют на закачку воды. Часть скважин, расположенных в непосредственной близости от нагнетательных, вообще не реагируют на закачку. Система заводнения, в основном, не способствует интенсификации разработки. Закачка воды позволяет удерживать пластовое давление на заданном уровне, что обеспечивает только стабильность дебита скважин.

Проводимые МУН на нагнетательных и добывающих скважинах позволяют восстановить дебиты и повысить забойные давления.

Вовлечение в разработку карбонатных коллекторов на сегодня является одной из актуальнейших задач, поскольку доля текущих запасов нефти в карбонатных коллекторах от общих запасов составляет 36,9 %, а добыча 31,0 % от общей добычи нефти. Исходя из вышеизложенного, необходимо шире практиковать имеющиеся на вооружении прогрессивные методы воздействия на продуктивные пласты.

Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов.

В 2005 году по НГДУ «ЕН» за счет применения МУН было добыто 361,650 тыс.тонн нефти при плане 325,537тыс.тонн нефти с учетом переходящего эффекта по скважинам обработанных в предыдущих годах. Произведено 214 обработок, по ним дополнительно добыто 73,121тыс. тонн

нефти при плане 50,537т.т.

В отчетном году применялись различные методы ПНП, направленные на стимуляцию работы пласта, на ограничение водопритока, а также на выравнивание профиля приемистости и потокоотклонение.

К стимулирующим работу пласта относятся следующие методы:

1. Комплексное химико-депрессионное воздействие (КХДВ) проводилось на 29 скважинах (6 нагнетательных и 23 добывающих). Дополнительно по этим скважинам добыто 10145 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто - 116002 тонн нефти. Удельная эффективность – 0,535т. тонн/скв. или 2,76т/сут.

2. ГРП – гидравлический разрыв пласта был произведен на 15 скважинах. Дополнительная добыча нефти составила 7873 тонн, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 46899 тонн нефти. С начала проведения мероприятия дополнительно добыто 148694 тонн нефти. Удельная эффективность – 1,741т.т/скв, прирост на 1 скважину составил 4,23т/сут.

3. Создание каверн (КНН) произвели на 13 скважинах, дополнительная добыча нефти составила 6228 тонн, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 14594 тонн нефти. Удельная эффективность – 0,475т.тонн/скв или 2,63т/сут.

4. Закачка ЩСПК+HCl производилась на 17 скважинах, дополнительно добыто по ним 4999 тонн нефти, за 2005год с переходящим эффектом с прошлых лет добыто 11818 тонн нефти. Удельная эффективность составляет 0,203т.т/скв. или 1,927 т/сут.

5. КПАС закачали на 17 скважинах, дополнительно добыто 4169 тонн нефти, с учетом переходящих скважин 21329 тонн нефти. Удельная эффективность – 0,573т.т./скв, прирост на 1 скважину составил 1,5т/сут.

6. Обработка реагнтом ДН-9010 производилась на 5 скважинах, дополнительно добыто по ним 1386 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта дополнительно добыто 2910 тонн нефти. Прирост на 1 скважину составил 3,594т/сут.

7. НСКВ - направленное солянокислотное воздействие производилось на 17 скважинах, дополнительно добыто по ним 4197 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 12398 тонн нефти. Удельная эффективность – 0,266т.т/скв. Прирост на 1 скважину - 1,697т/сут.

8. ДП+ТБИВ - произвели на 7 скважинах, дополнительно добыто по ним 924тонн нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 4816 тонн нефти, прирост на 1 скважину составил 1,547т/сут. Удельная эффективность – 0,566т.т./скв.

9. Закачка реагента СНПХ-9030 проводилась на 4 скважинах, дополнительно добыто по ним 575 тонн нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 1403 тонн нефти, прирост на 1 скважину составил 1,41т/сут. Удельная эффективность – 0,114т.т./скв.

10. Электровоздействие произвели на 2 скважинах, дополнительно добыто по ним 346 тонн нефти. Прирост на 1 скважину составил 1,007т/сут.

11. Газоимпульсное воздействие произвели на 9 скважинах, дополнительно добыто по ним 1082 тонны нефти, с учетом переходящего эффекта в 2005 году дополнительно добыто 3552 тонн нефти, с начала проведения мероприятий – 5936 тонн нефти. Прирост на 1 скважину составил 1,697т/сут.

Итого за счет стимуляции работы скважин дополнительно добыто 41924 тонны по 135 скважинам, среднесуточный прирост на скважину составляет 2,25т/сутки, дополнительная добыча на 1 скважину в среднем на весь период реагирования составляет в среднем 310,548 тонн.

Методы, направленные на изоляцию пласта и ограниченение водопритока:

1. Закачка реагента СНПХ-9633 проводилась на 6 скважинах. Дополнительно добыто 399 тонн нефти, 1093 тонны нефти с учетом переходящего эффекта. С