Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Месторождение Эхаби является одним из наиболее крупных сахалинских месторождений. Многопластовое газонефтяное месторождение открыто в 1936 г. Впервые нефть на месторождении Эхаби была получена в 1933 г., когда японским концессионером при опробовании XIII пласта был получен приток нефти дебитом 23 т/сут., а в 1936 г. из XIII пласта получен фонтан нефти с дебитом 150 т/сут.

Начало разработки месторождения относится к 1937 году, когда на XIII и XIV пласты были пробурены первые эксплуатационные скважины. Запасы нефти были утверждены ГКЗ СССР в 1970 г.

Разработка залежей с поддержанием пластового давления осуществлялась после эксплуатации на естественном режиме.

Объекты месторождения находятся в поздней стадии разработки.

Все залежи нефти и газа являются пластовыми-сводовыми, частично тектонически - экранированными. По размерам наибольшую площадь имеет нефтяная залежь XIII пласта.

С начала разработки месторождения из продуктивных пластов извлечено:

нефти - 14025,438 тыс.т

воды - 28090,509 тыс.т

Коэффициент нефтеизвлечения на 01.01.2006 г. составляет - от балансовых запасов - 0,419 %, извлекаемые запасы использованы на 85,2 %. Остаточные извлекаемые запасы - 2429,6 тыс.т.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин по состоянию на 01.01.2006г.- 90 скважин, из них действующих - 84, в бездействии - 6 скважин.

Основной целью данной работы является анализ текущего состояния разработки и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки XIII пласта.

1. Геолого-промысловая характеристика месторождения Эхаби

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Эхаби расположено в Охинском районе Сахалинской области в 12 км к югу от районного центра г. Охи. В районе месторождения имеется рабочий поселок Эхаби, соединенный с городом шоссейной и железной узкоколейной дорогами.

Нефть подается в общий коллектор Оха - Комсомольск-на-Амуре для переработки на нефтеперерабатывающем заводе.

Месторождение Эхаби является одним из наиболее крупных сахалинских месторождений. Находится в поздней стадии разработки.

В течение 1944 - 1950 гг. была установлена промышленная нефтеносность XVI, XVII, XVIII, XIX, XII и XV пластов.

Подсчёт запасов нефти производился в 1941 г., 1949 г., и по состоянию на 01.01.1967 г. на площади было пробурено 60 разведочных и 336 эксплуатационных скважин. В сравнении с 1949 г. геологические запасы увеличились на 74 %.

В начале эксплуатация велась на естественном режиме, потом с поддержанием пластового давления.

Виды применяемых технологий разработки:

- газовая репрессия (1953 - 1962 гг.);

- комбинированное воздействие: закачка газовоздушной смеси и приконтурное заводнение (1962 - 1978 гг.);

- блоковое и приконтурное заводнение (1978 - 1995 гг.);

- блоковое и очаговое заводнение (с 1996 г.).

В 1991 г. проводился эксперимент по вибросейсмическому воздействию на южном окончании XIII пласта (в течение 30 дней работали 2 машины сейсмостанции).

За время разработки на месторождении добыто: нефти - 13759 тыс. т; растворённого газа - 1662 млн. мі.

Рисунок 1 Карта размещений месторождений северного Сахалина

1.2 Характеристика геологического строения месторождения

Месторождение Эхаби находится в пределах северного погружения Восточно - Сахалинского хребта. Многочисленными речками, ручьями и временными потоками местность района сильно расчленена на отдельные холмы и небольшие водораздельные гряды почти меридионального направления с абсолютными отметками до 90 - 100 м. Склоны возвышенностей обычно крутые и сильно изрезаны глубокими оврагами-распадками. В западной части района, где в основном рыхлые песчаные отложения нутовской свиты (плиоцен), рельеф понижается, переходит в зону небольших сглаженных увалов с абсолютными отметками 45 - 65 м (рис. 2 А).

Климат в пределах района - суровый, с длительной зимой и коротким прохладным летом, с частыми буранами, дождями и туманами, штормовыми ветрами, со среднегодовой температурой - 2,2є С.

Первыми в разработку вступили залежи XIII и XIV пластов, в 1943 -1944 гг. - залежи XVI- XIX , с 1950 г. - залежь XV пласта.

Газовая залежь XII пласта полностью выработана. В 60-е годы она использовалась как подземное газохранилище для удовлетворения сезонных нагрузок потребителей.

Разработка залежей XIII и XIV пластов в северной части осуществляется самостоятельными сетками скважин, в южной части - единой сеткой скважин. Разбуривание XIII и XIV пластов велось замедленными темпами без планомерной системы размещения скважин c расстоянием между ними 100 - 350 м (рис. 3 Б).

Месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, северо-западного простирания с пологим западным (10 - 12°) и довольно крутым восточным крылом (до 65°),. Складка осложнена продольным взбросом, плоскость которого падает на запад, амплитуда смещения 50 - 250 м. По верхним горизонтам складка имеет сундучную форму, по нижним - гребневидную. Размеры складки 6х2 км. В стратиграфическом разрезе месторождения принимают участие олигоцен-неогеновые отложения. В разрезе их выделяются (снизу вверх): даехуриинская (частично), уйнинская, дагинская, окобыкайская свиты и нижненутовская подсвита. Промышленные скопления нефти и газа приурочены к отложениям окобыкайской свиты, представленной песчано-глинистыми отложениями.

Бурением установлена нефтегазоносность девяти горизонтов (X, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII, XIX), из которых одна залежь Х горизонта газовая, используется как газовое хранилище, а остальные нефтяные.

Продуктивные пласты месторождения представлены песчаниками с прослоями алевролитов и глин.

Толщина плотных прослоев между продуктивными пластами 20 - 150 м. Глубина залегания продуктивных пластов 320 - 960 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонтов изменяется от 2,7 м до 24,7 м, пористость 16 - 21 %, проницаемость 0,028 - 0,168 мкм².

Все залежи нефти месторождения сводовые, относятся к пластовому типу резервуара. Наиболее крупные залежи нефти приурочены к XIII и XIV пластам, где сосредоточены более половины всех начальных разведанных запасов УВ месторождения. Высоты залежей нефти составляют 59 - 180 м, газа - 20 м. Все залежи имеют горизонтальные контакты с водой.

Нефти месторождения относительно легкие. Плотность их вниз по разрезу возрастает от 834 кг/м³ в XII пласте до 879 кг/м³ в XIX. В том же направлении меняется содержание акцизных смол (12,2 - 37 %), парафина (2,9 - 4,2 %); уменьшается выход легких фракций (60 - 35 %).

Свободный газ Х пласта сухой, метановый (82 - 97 %). Плотность его 0,892 г/см³.

Воды нефтегазоносной части месторождения гидрокарбонатно-натриевые.

Минерализация их колеблется от 14 до 36 г/л.

Стратиграфия

В строении Охино-Эхабинского нефтеносного района участвуют в основном, породы третичного возраста, общей мощностью до 3,5 тыс. м; небольшое распространение имеют также постплиоценовые образования. На некоторых участках Охинского района вскрыты меловые отложения (Оха, Северное Колендо).

Наиболее древними отложениями, вскрытыми глубоким бурением на месторождении Эхаби являются породы дагинской свиты (средний верхний миоцеон), над дагинской свитой залегают породы окобыкайской свиты (верхний миоцен), затем нутовской свиты (плиоцен).

Дагинская свита № 2 - 3dg, вскрытая скважинами 112, 500, 501,502, 503, 506, 601, 603, 604, по литогическим признакам подразделяется на две пачки: верхнюю, толщиной до 370 м, - от кровли XXI пласта до кровли XXIV пласта, представленную глинистым и песчаным темно- серыми часто карбонатными глинистыми сланцами с тонкими прослоями светло- серого мелко - зернистого песчаника, с пористостью до 5 % и нижнюю, охватывающую отложения от кровли XXIV пласта до XXX песчаного пласта, которая сложена частым чередованием прослоев песчаников, песчано- глинистых и глинистых сланцев. Песчаники светло и темно- серые, мелко- и среднезернистые до крупнозернистых, глинистые, с редкими прожилками кальцита, с включениями гравия. Песчано- глинистые и глинистые сланцы- темно- серые, оскольчатые, обычно однородные.

Верхняя граница дагинской свиты проводится по кровле XXI пласта и определена по микрофаунистическим исследованиям.

В нижней части разреза месторождения, в скважины 501 с глубины 2324 м и до забоя (2500 м) вскрыты песчано-глинистые отложения, литологически и по каротажу отличающиеся от отложений дагинской свиты. Эти отложения условно выделяются в самостоятельную пачку с двумя песчаными горизонтами «А» и «Б», в которых в интервалах 2329 - 2345 м и 2403 - 2413 м при опробовании отмечены признаки нефтеносности.

Палеонтологически, отложения горизонтов «А» и «Б» не охарактеризованы и возраст их точно не определен, условно они относятся к нижнему миоцену.

Окобыкайская свита вскрыта всеми пробуренными на месторождении скважинами; достигает толщины до 1060 м в своде и 1400 м на западном крыле складке. Верхняя граница свиты проводится по подошве III песчаного пласта нутовских отложений, которыми сложен свод складки. Окобыкайская свита представлена чередованием буроватых и темно - серых песчанистых глин и разнозернистых (от мелкозернистых до грубозернистых обычно плохо отсортированных) песков светло- серого и темно- серого цвета. В разрезе свиты выделяются песчаные пласты: IV, VII, VIII, IX, X, XI, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII, XIX, XX.

По литологическим признакам свита подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю.

Нижняя подсвита сложена чередованием синевато- серых и темно- серых алевритистых плотных оскольчатых глин, алевролитов, песков и песчаников серых и светло- серых, иногда косослоистых, в нижней части иногда с прослойками аргиллитов. В разрезе подсвиты выделяются 3 песчаных пластов (от XX до XIII включительно), из которых 7 пластов (XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII и XIX) являются промышленно- нефтеносными.

Средняя подсвита характеризуется преобладанием песчаных пород над глинистыми; представлена песками серыми и светло-серыми, мелкозернистыми, глинистыми и алевритистыми, с прослоями буровато- серых песчаных глин и алевролитов с растительным детритом. В разрезе подсвиты выделяются песчаные пласты с VII по XII включительно, из которых Х пласт - газоносный, VII пласт - промышленно- нефтеносный.

Верхняя подсвита сложена глинами серыми и темно- серыми, песчанисто - алевритистыми и песками мелко- и среднезернистыми, глинистыми, серого цвета песчаников. Подсвита включает в себя IV V и VI песчаные пласты, не содержащие промышленной нефтегазоносности.

Нутовская свита, низы которой (III пласт) выходят на поверхность в свободной части складки, представлена светло желтоватыми песками с редкой галькой и тонкими выклинивающимися прослойками глин. В нижней части свиты, толщиной до 1000 м, пески крупнозернистые, косослоистые, неотсортированные; встречаются пески мелко и тонкозернистые, с прослоями буровато- серой песчанистой глины, содержат фауну пелеципод. Верхняя часть свиты, расположенная за пределами Эхабинской структуры сложена песками, отличающимися от нижележащих большой однородностью, лучшей отсортированностью и слоистостью; содержит отпечатки фауны пелеципод плохой сохранности.

Четвертичные отложения в строении района существенной роли не играют; представлены они грубозернистыми песчаными и галечниковыми отложениями древних морских террас, глинами древних озер и современными аллювиальными, элювиальными и озерно-болотными образованиями.

Тектоника

Структура Эхабинского нефтяного месторождения представляет собой относительно широкую асимметричную брахиантиклинальную складку сундучного типа, вытянутую в Северо - западном - юга - восточном направлении до 10 км. Периклинали складки плавно погружаются под углом соответственно 3 - 5° и 5 - 8°.

Свод складки довольно широкий (до 1,5 км) и пологий. Сложен песками Покрывало более пологое, чем восточное, вблизи свода углы падения слоев не превышают 10 - 15°, и только в 1,5 - 1,8 км от оси наклон крыла увеличивается до 40 - 45°.

Восточное крыло уже в 600 - 650 м от оси имеет наклон в 50 - 70°, увеличиваясь далее к востоку до 80 - 85°.

В соответствии с асимметричностью свод складки с глубиной постепенно смещается к западу; кроме того, с глубиной углы наклона крыльев складки увеличиваются, складка как бы сплющивается.

Восточное крыло складки осложнено продольным региональным тектоническим разрывом типа взбросом надвига, ограничивающим основную часть антиклинальной складки и нефтяные залежи востока. По данным бурения глубоких разведочных скважин (112, 500, 501, 503, 232, 221, 65, 39, 603, 604), плоскость взбрасывателя наклонена под углом 45 - 50° - несколько меньшим наклона осевой плоскости складки. Кроме того, на восточном крыле складки, в его наиболее крутопадающей части отмечается еще одно почти вертикальное нарушение, с наклоном 82°.

1.3 Нефтегазоносность горизонтов

На площади Эхаби промышленная нефтеносность установлена в отложениях окобыкайской свиты в результате глубокого поисково-разведочного бурения, в отложениях дагинской свиты отмечены лишь признаки нефтегазоносности.

По данным бурения в разрезе двух указанных свит вскрыто 26 песчаных пластов, однако залежи нефти приурочены лишь к песчаным пластам нижней подсвиты.

Впервые нефть на месторождении Эхаби была получена в 1933 г., когда японским концессионером при опробовании XIII пласта в скважине был получен приток нефти дебитом 23 т/сут., а в 1936 г. трестом «Сахалиннефть» в скважине 1, пробуренной в своде структуры, из XIII пласта получен фонтан нефти с дебитом 150 т/сут.

В дальнейшем были открыты залежи нефти в XII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII и XIX пластах на глубинах от 520 до 1006 м и газовая залежь Х пласта.

Все залежи нефти и газа являются пластовыми - сводовыми, частично тектонически-экранированными. По размерам наибольшую площадь имеет нефтяная залежь XIII пласта, наименьшую - XII пласта. За исключением залежи нефти XII пласта, имеет место общая закономерность уменьшения площадей и высоты залежей с глубиной - от XIII к XIX пласту.

В настоящее время все залежи нефти указанных пластов полностью разбурены и находятся в поздней стадии разработки. Всего на месторождении пробурено 413 разведочных и эксплуатационных скважин.

Коллекторские свойства продуктивных пластов наиболее полно охарактеризованы керном, поднятым из оценочных скважин: 459, 465, 466, пробуренных в 1964 г. в различных частях складки.

XIII пласт. Испытан в 176 разведочных и эксплуатационных скважинах.

С 1936 года начинается разбуривание и эксплуатация залежи трестом “Сахалиннефть”.

Граница нефтяной залежи по восточному крылу ограничивается тектоническим разрывом с амплитудой 50 - 60 метров, подсеченным в скважинах №№ 45, 65, 183, 158, 221.

В скважинах №№ 65, 45 XIII пласт находится в другом блоке (водяном).

По-своему типу нефтяная залежь XIII пласта относится к пластово-сводовым, частично тектоническим экранированным.

Скважина № 154. Пробурена на северной периклинали складки в 1943 году.

Пласт пройден в интервалах 700 - 729 м. В процессе испытания XII пласта в интервалах 700 - 729 м получен приток пластовой воды без признаков нефти и газа. Отметка кровли пласта - 691,7 м. Скважина по всей вероятности находится за пределами границы нефтяной залежи.

Скважина № 152 (разведочная) - пробурена на западном крыле складки VIII 1942 года. XIII пласт вскрыт в интервалах 756 - 766 м. Отметка подошвы пласта - 672,1 м.

Скважина № 8 (разведочная) - пробурена на западном крыле складки V 1940 года. XIII пласт вскрыт скважиной в интервалах 708 - 722 м. При испытании интервала пласта 708 - 722 м получен приток нефти с дебитом 5,4 т/сут с признаками воды.

В процессе эксплуатации количество воды в жидкости росло и к концу 1944 года скважина обводнилась на 100 %, и была ликвидирована.

Пласт был испытан от кровли до подошвы и в результате испытания получена нефть с признаками воды, а затем с ее прогрессированием, глубина залегания ВНК пройдет по подошве пласта и соответственно по нижним отверстиям перфорации - 722 м. Тогда абсолютная отметка ВНК - 676,77 м или округлено - 677 м.

Скважина № 126 (разведочная) - пробурена на северной периклинали складки XI 1945 года. XIII пласт вскрыт в интервалах 644 - 684 м. Испытывался пласт в интервалах 644 - 664 м.

С целью получения продукции из нефтяной части пласта был произведен цементаж под давлением. Цементаж под давлением был произведен некачественно, потому что при испытании интервала 644 - 649 м был получен аналогичный результат, что и при первом испытании.

Принимая во внимание отбивку ВНК по каротажу и наличию нефти при испытании, глубина залегания ВНК - 674 м. Абсолютная отметка ВНК - 667 м.

Скважина № 274 (разведочная) - пробурена на западном крыле складки ближе к южной периклинали III 1946 года. XIII пласт пройден в интервалах 727 - 737 м. При испытании на этом интервала получен приток чистой нефти, отметка подошвы пласта 655 м.

Скважина № 65 (разведочная) - пробурена на восточном крыле VI 1942 года. Пласт пройден в интервале 836 - 894 м. В скважине № 65 вскрыто тектоническое нарушение, экранирующее залежи XIII и нижележащих пластов. XIII пласт в скважине водоносен.

Расположение скважин изображено на карте разработки (рис. 4 В).

1.4 Физико-химические свойства нефти и газа

По месторождению Эхаби отсутствуют анализы глубинных проб нефти и газа. Это объясняется тем, что до 1953 года отсутствовало оборудование для отбора и исследования глубинных проб. Отбор проб в последующие годы и по настоящее время нецелесообразен, так как в пласты закачиваются газ и вода и, естественно, рекомбинированные пробы не дадут представления о начальных условиях залегания нефти и газа в пласте. Кроме этого, к 1956 году большинство скважин работает с содержанием воды в жидкости, а это значит, что в зоне отбора глубинных проб наблюдается столб воды.

XIII пласт. Нефть XIII пласта можно отнести к категории легкой, так называемой “Эхабинской” нефти.

Удельный вес нефти XIII пласта колеблется от 1,815 до 0,838 г/см³, в среднем составлял величину 0,829 г/см³.

Отмечается закономерное увеличение удельного веса нефти от свода к крыльям складки.

Вязкость нефти в поверхностных условиях колеблется от 1,13 до 1,44 Э₂₀, в среднем 1,35. Динамическая вязкость нефти XIII пласта - 0,003 ПаМс Содержание смол в составе нефти составляет величину 11,6 %, содержание парафина колеблется от 0,23 до 3,99 %, содержание серы, в среднем по пласту, - 0,101 %.

Разгонкой по способу Энглера определено, что температура начала кипения имеет пределы 48 - 90є С, в среднем составляла - 70є С. До 100є С выкипает 7 - 8 %, до 150є С -30 %, до 200є С - 44 % и до 300є С - 70 %. Остаток составляет 30 %.

По химической классификации нефти Эхабинского месторождения относятся к нафтено-метано-ароматическим.

Из нефти XIII пласта (основные запасы) можно получить:

- бензин авиационный с 65є до 100є С - 26 %;

- керосин типа тракторного (облегченный) - 37 %;

- газойлевые и масляные фракции - 29 %;

- остаточный битум - 8 %.

Нефть XIII пласта в переработке используется для получения авиационного бензина (октановое число 715), лигроина тракторного, керосина и газойля.

По классификации нефтей ГОСТ 912-41 нефть является малосернистой, смолистой, парафиновой, с высоким содержанием бензиновых фракций, причем бензины со средним октановым числом и содержащей керосин тракторный и масла среднеиндексные.

Для определения объемного коэффициента расширения нефти U_e необходимо знать следующие данные:

- удельный вес газа;

- удельный вес нефти;

- газовый фактор;

- пластовое давление;

- пластовая температура.

Для перевода объема пластовой нефти к объему на поверхность определялся пересчетный коэффициент b.

Пересчетный коэффициент связан с коэффициентом объемного расширения нефти U_e соотношением

b = 1/U_e

XIII пласт.

Удельный вес газа - 0,699

Удельный вес нефти - 0,829 г/см³

Газовый фактор - 51 м³/т - 42,3 м³/м³

Пластовое давление - 6 МПа

Пластовая температура - 20є С

При удельном весе газа 0,6987 и удельном весе нефти 0,829 г/см³ кажущийся удельный вес газа в жидкой фазе составит величину - 0,373.

Вес газа, растворенного в 1 м³ нефти, будет равным 36,0 кг

1,22 - плотность воздуха при 760 мм ртутного столба и 15,6є С. Объем газа в жидкой фазе будет равен 97 л.

Удельный вес пластовой нефти составит 0,789.

Поправка на давление при Р = 6 МПа и г = 0,789 составит 0,005, откуда удельный вес пластовой нефти составит 0,794.

Объем пластовой нефти будет равен 1090 л

Объемный коэффициент расширения нефти U_e = 1,09

Пересчетный коэффициент b = 1/1,09 = 0,917

2. Состояние разработки месторождения Эхаби

2.1 Текущее состояния разработки месторождения

Нефтяные залежи XIII, XIV, XVI. XVII, XVIII, XIX пластов разрабатываются с поддержанием пластового давления. Следует отметить, что нефтяные объекты XV, XVI, XVII, XVIII и XIX пластов разрабатываются совместно с другими объектами. Разработка южной части залежей XIII пласта осуществляется совместно.

По состоянию на 1.01.2006 г. эксплуатационный фонд составил 89 скважин, в том числе 84 действующих и 5 в бездействии; в консервации - 40, в наблюдении - 27 скважин.

За 2005 г. отбор по месторождению составил 42,7 тыс. т нефти и 635,2 тыс. т жидкости. За весь период разработки в целом по месторождению на 1.01.2006 г. извлечено 14025,4 тыс. т нефти, 280990,6 тыс. м³ воды и 1663 млн. м³ попутного газа. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,419. По состоянию на 1.01.2006 г. в нагнетательном фонде находилось 46 скважин, из которых 39 действующих, 7 в бездействии.

В продуктивные пласты закачано 65107 тыс. м³ воды, в том числе за 2005 г. 992,5 тыс. м³ воды.

2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяной залежи XIII пласта

В течение 2005 г. из эксплуатационного фонда добывающих скважин выведена в наблюдательный фонд одна скважина (№ 260).

По состоянию на 1.01.2006 г. в эксплуатационном фонде находилось 37 добывающих скважин, в том числе действующих 36, бездействующих - 1.

В консервации числилось - 30 скважин, в наблюдении - 12 скважин - основная причина консервации и вывода скважин в наблюдение - нерентабельность их эксплуатации по причине малодебитности.

В течение года среднесуточный дебит одной скважины практически сохранился на уровне января 2005 г. и составил в ноябре 2005 г. по нефти 0,9 т/сут, по жидкости 19,5 т/сут. Текущая обводненность продукции - 95,5 %.

Из залежи за 2005 г. добыто 10,5 тыс. т нефти, 238,6 тыс. т жидкости.

В течение 2005 г. из эксплуатационного фонда нагнетательных скважин выведены в наблюдательный фонд две скважины (№ 35, 266).

По состоянию на 1.01.2006 г. в эксплуатационном фонде находилось 19 нагнетательных скважин, в том числе действующих 14, бездействующих - 5.

В консервации числилось - 23 скважины, в наблюдении - 5 скважин.

За 2005 г. в пласт закачано 340,5 тыс. м³ воды. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 139,9 %. Процесс разработки залежи осуществляется с применением очагового заводнения. Всего в настоящее время существует 10 элементов.

Очаг скважины 282. В состав элемента входят одна нагнетательная и 3 добывающие скважины, которые эксплуатируют совместно XIII и XIV пласты. Среднесуточный дебит по жидкости по скважинам сохранялся в течение года практически на одном уровне и составлял 4,7 - 15 т/сут. при обводненности 91,9 до 98,5 %. За 2005 г. из залежи добыто 0,26 тыс. т нефти, 9,6 тыс. т жидкости; в пласт закачано 7,2 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 74,7 %, таблица 1.

Таблица 1 - Компенсация отбора

№№ Скв.	Среднесуточный дебит скважины по нефти/жидкости по месяцам, т/сут.	Средний дебит
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
182	0,12	0,21	0,16	0,30	0,29	0,23	0,26	0,26	0,23	0,23	0,16	0,23
	15,23	22,15	17,85	16,06	16,28	13,50	14,37	14,35	14,33	13,29	10,17	15,0
102	0,32	0,33	0,42	0,34	0,40	0,40	0,42	0,44	0,37	0,39	0,31	0,38
	5,2	4,3	5,5	3,9	5,1	4,3	3,7	5,2	5,4	5,0	3,5	4,7
205	0,23	0,23	0,27	0,20	0,16	0,23	0,26	0,26	0,23	0,25	0,27	0,24
	12,6	12,3	13,2	10,2	9,6	12,7	13,7	13,5	13,7	12,7	14,6	12,7

По данному элементу рекомендуется увеличить объемы нагнетания воды до 45 м³/сут. и суточных отборов жидкости до 15 т по скв. 102 и 205 (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

Скв. 268 рекомендуется перевести в наблюдательный фонд по причине малодебитности и высокой обводненности.

Очаг скв. 219. В состав элемента входят одна нагнетательная и 3 добывающие скважины, из которых две эксплуатируют совместно XIII и XIV пласты. Среднесуточный дебит по жидкости по скважинам сохранялся в течение года практически на одном уровне и составлял 0,5 - 7,7 т/сут. при обводненности 46,6 до 93,1 %. За 2005 г. из залежи добыто 0,57 тыс. т нефти, 3,2 тыс. т жидкости; в пласт закачано 8,8 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 257,5 % в таблице 2.

Таблица 2 - Компенсация отбора скважины 219

№№ Скв.	Среднесуточный дебит скважины по нефти/жидкости по месяцам, т/сут.	Средний дебит
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
433	0,75	0,80	0,80	0,55	0,72	0,62	0,81	0,74	0,80	1,16	0,75	0,7
	1,2	1,2	1,3	1,0	1,4	1,2	1,7	1,7	1,6	2,5	1,2	1,4
200	0,65	0,74	0,66	0,63	0,39	0,32	0,28	0,36	0,64	0,68	0,49	0,5
	7,16	8,20	7,47	8,04	7,83	5,86	5,23	6,34	10,45	9,79	8,12	7,7
26	0,52	0,37	0,52	0,53	0,42	0,51	0,45	0,45	0,47	0,49	0,50	0,5
	1,26	0,81	1,20	1,17	0,94	1,12	0,97	0,94	1,11	1,08	1,14	1,1

По данному элементу рекомендуется перевести на циклическую закачку воды с обеспечением 100 % компенсации отбора закачкой; ввести из консервации скв. 246 (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

Очаг скв. 29, 287, 289. В состав элемента входят три нагнетательных и 7 добывающих скважины, из которых четыре (№№ 70, 149, 290, 113) эксплуатируют совместно XIII и XIV пласты. Среднесуточный дебит по жидкости по скважинам сохранялся в течение года практически на одном уровне и составлял 1,2 - 17,5 т/сут. при обводненности 46,6 до 98,2 %. За 2005 г. из залежи добыто 1,5 тыс. т нефти, 19,1 тыс. т жидкости; в пласт закачано 44,2 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 225,9 % в таблице 3.

Таблица 3 - Компенсация отбора скважины 29, 287, 289

№№ Скв.	Среднесуточный дебит скважины по нефти/жидкости по месяцам, т/сут.	Средний дебит
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
433	0,75	0,80	0,80	0,55	0,72	0,62	0,81	0,74	0,80	1,16	0,75	0,7
	1,2	1,2	1,3	1,0	1,4	1,2	1,7	1,7	1,6	2,5	1,2	1,4
149	1,52	1,82	1,69	1,48	1,49	1,34	1,17	1,15	1,26	1,34	1,82	1,5
	16,68	18,82	19,11	15,48	17,18	14,70	12,21	12,68	18,79	17,62	19,24	16,5
70	0,11	0,23	0,16	0,18	0,17	0,13	0,08	0,13	0,15	0,16	0,18	0,2
	7,36	11,43	9,46	8,54	7,96	7,23	5,98	7,84	8,31	7,71	9,28	8,2
290	1,17	1,29	1,45	2,21	2,17	2,80	3,15	1,87	2,30	2,46	2,61	2,1
	10,57	12,36	14,34	18,91	19,17	17,17	19,85	20,94	20,56	19,43	18,70	17,5
61	1,05	1,29	1,03	1,03	0,49	0,67	0,84	0,74	0,48	0,47	0,89	0,8
	8,56	10,04	9,24	8,33	4,08	8,43	6,75	5,26	4,47	4,19	9,33	7,1
113	1,17	1,29	1,45	2,21	2,17	2,80	3,15	1,87	2,30	2,46	2,61	0,6
	10,57	12,36	14,34	18,91	19,17	17,17	19,85	20,94	20,56	19,43	18,70	22,6
120	0,45	0,36	0,23	0,30	0,26	0,37	0,55	0,55	0,50	0,55	0,51	0,4
	3,77	2,57	1,62	2,28	1,68	1,91	2,42	2,39	2,49	2,40	2,43	2,3

По данному элементу рекомендуемый объем нагнетания воды 65 м³/сут.; ввести из консервации скв. 111, как нагнетательную, с изоляцией XIV пласта.

Очаг скв. 25, состоит из нагнетательной и 3 добывающих скважин, из которых одна (№ 70) эксплуатирует совместно XIII и XIV пласты. Среднесуточный дебит по жидкости скважины № 290 в течение года увеличился с 10,6 до 18,7 - 20,7 т/сут., что, по-видимому, связано с увеличением объемов нагнетания в скв. 25 с 50 до 90 м³/сут. Следует отметить, что уменьшение объемов нагнетания воды в течение мая-июня месяцев, по-видимому, способствовало уменьшению обводненности продукции с 88 - 89,9 до 83,7 - 84 %.



Рисунок 5 Диаграмма добычи нефти из скважины 70

Рисунок 6 Диаграмма добычи нефти из скважины 290

Рисунок 7 Диаграмма добычи нефти из скважины 359



Рисунок 8 Диаграмма закачки воды в скважину 25

За 2005 г. из залежи добыто 0,6 тыс. т нефти, 16 тыс. т жидкости; в пласт закачано 20,6 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 127,3 %.

По данному элементу рекомендуется ввод из наблюдения скв. 36 и проведение циклической закачки воды в скв. 25 с сохранением 100 % компенсации отбора закачкой (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

Очаг скв. 4, 222, 319. В состав элемента входят три нагнетательных и 3 добывающих скважин. Среднесуточный дебит по жидкости по скважинам сохранялся в течение года практически на одном уровне и составлял 49,4 - 71,4 т/сут. при обводненности 91,0 - 97,2 %. За 2005 г. из залежи добыто 1,6 тыс. т нефти, 30,8 тыс. т жидкости; в пласт закачано 87,6 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 279,9 %.

По элементу рекомендуется обеспечить среднесуточную закачку воды в скв. 222 в объеме 65 м³. Закачку воды в скв. 4 и 319 прекратить (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

Очаг скв. 84. В состав элемента входят 5 добывающих скважин. В целом по данному элементу отмечается уменьшение среднесуточного дебита одной скважины по жидкости с 38,9 (январь) до 29,6 (ноябрь) т/сут. за счет ограничения объемов нагнетания воды и, по-видимому, падения пластового давления.

За 2005 г. из залежи добыто 1,1 тыс. т нефти, 48,4 тыс. т жидкости; в пласт закачано 38,6 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 79,1 %.

По элементу рекомендуется обеспечить среднесуточную закачку воды в скв. 84 в объеме 150 м³. Ввести в эксплуатацию скв. 212 путем перевода с нижележащего пласта (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

С целью увеличения охвата залежей дренированием рекомендуется создать дополнительный очаг заводнения через скв. 226, а также ввести в эксплуатацию из бездействия скв. 68 (согласно проекту разработки месторождения Эхаби).

Очаг скв. 141. В состав элемента входят 3 добывающие скважины. В целом по данному элементу отмечается сохранение среднесуточного дебита одной скважины по жидкости на уровне 29,4 - 30,8 т/сут.

За 2005 г. из залежи добыто 1,4 тыс. т нефти, 27,9 тыс. т жидкости; в пласт закачано 30,6 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 108 %. По элементу рекомендуется обеспечить 100 % компенсацию отбора закачкой.

Очаг скв. 228. В состав элемента входят 2 добывающие скважины. В целом по данному элементу отмечается сохранение среднесуточного дебита одной скважины по жидкости на уровне 22,8 - 23,1 т/сут.

За 2005 г. из залежи добыто 0,2 тыс. т нефти, 12,5 тыс. т жидкости; в пласт закачано 16,4 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 130,1 %. По элементу рекомендуется обеспечить 100 % компенсацию отбора закачкой.

Очаг скв. 144. В состав элемента входят 2 добывающие скважины. В целом по данному элементу отмечается уменьшение среднесуточного дебита одной скважины по жидкости с 69,4 (январь) до 53,8 (ноябрь) т/сут. за счет вывода в бездействие скв. 44.

За 2005 г. из залежи добыто 0,6 тыс. т нефти, 30,1 тыс. т жидкости; в пласт закачано 29,2 тыс. м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой составила 96,1 %.

Рекомендуется вывести из наблюдения в эксплуатацию скв. 147 и 177.

По элементу рекомендуется обеспечить среднесуточную закачку воды в скв. 144 в объеме 250 м³.

Технологические показатели разработки XIII пласта месторождения Эхаби приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Технологические показатели разработки XIII пласта месторождения Эхаби

Показатели	Годы
	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005
Добыча нефти, тыс. т		3,8	3,4	1,7	0,5	0,7	0,6	0,2	1,6	1,7
Годовая	13,8	17,6	14,3	12,6	12,0	11,3	10,8	10,6	12,2	10,5
Накопленная	4844,3	4861,9	4876,1	4888,7	4900,8	4912,1	4922,9	4933,5	4945,7	4956,2
Темп отбора нефти от начальных балансовых запасов, %	0,13	0,17	0,14	0,12	0,12	0,11	0,11	0,10	0,12	0,10
Темп отбора нефти от текущих балансовых запасов, %	0,3	0,33	0,27	0,23	0,23	0,21	0,20	0,20	0,23	0,20
Текущая нефтеотдача, %	47,30	47,47	47,61	47,74	47,85	47,97	48,07	48,17	48,29	48,40
Ресурсы нефтяного газа, млн. м3:
Годовые									0,0	1,0
Накопленная									0,00	1,00
Обводненность среднегодовая, %	92,8	91,9	94,3	95,1	94,8	95,2	95,7	96,0	95,4	95,6
Добыча жидкости, тыс. т
Годовая	191,7	218,2	248,4	255,8	231,2	238,0	252,3	262,8	267,3	238,61
Накопленная	12147,4	12365,7	12614,1	13339,1	13101,1	13339,1	13591,4	13854,2	14121,5	14360,1
Закачка воды, тыс. м3
Годовая	341,9	380,9	339,3	320,4	282,4	287,4	365,5	337,3	324,1	340,46
Накопленная	17281,7	17662,6	18001,9	18892,1	18604,7	18892,1	19257,6	19594,9	19919,0	20259,4
Компенсация отборов закачкой в пластовых условиях, %
Текущая	174,4	170,3	134,2	123,4	119,3	118,2	142,1	126,0	118,8	139,9
Накопленная	122,3	123,1	123,3	123,3	121,3	121,3	121,6	121,7	121,7	121,9
Ввод добывающих скважин, шт.		1	1				1
Выбытие добывающих скважин, шт.	2	2	1	1	1	1	2
в том числе под закачку	2	2	1	1	2	1	2
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.
эксплатационный	56	41	47	49	48	44	46
действующий	42	34	44	45	47	43	45	24	23	21
Ввод нагнетательных скважин, шт.	2	2	1	1	2	2	3
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.
действующий	27	23	28	29	29	32	33	22	11	11
Среднесуточный дебит одной скважины:
по нефти, т/сут.	1,0	1,3	1,0	0,9	0,8	0,8	0,1
по жидкости, т/сут.	13,7	16,2	18,1	18,3	15,4	17,2	3,1
Среднесуточная приемистость нагнетательной скважины, м3/сут.	75	69	81	84	65	67	65
Удельные остаточные балансовые запасы нефти на одну действующую скважину, тыс. т	128	158	122	119	114	124	118	221	230	252

2.3 Методика “Прогноз” технологического расчета показателей разработки

2.3.1 Расчет добычи жидкости и фонда скважин

Добыча жидкости нефти, а также фондов добывающих и нагнетающих скважин рассчитываются по следующему алгоритму:

На конец предыдущего i-го года нам известны следующие показатели:

- количество действующих скважин на конец года - , шт.;

- количество скважин выбывших по обводненности - , шт.;

- средний дебит выбывших по обводненности скважин - , т/сут.;

- средняя обводненность выбывших по обводненности скважин - , %;

- накопленная нефть и жидкость на конец i-го года - и , тыс.т

На текущий год, расчет осуществляется следующим образом определятся дебит жидкости на текущий год и вычисляется текущая добыча жидкости, с учетом скважин выбывших по обводненности:

(1)

где - среднее время работы скважин за год.

Отсюда накопленная жидкость:

(2)

Текущая добыча нефти, без учета скважин выбывших по обводненности, считается следующим образом:

(3)

где - функция кривой вытеснения, и корректируется с учетом скважин выбывших по обводненности:

(4)

Также корректируется текущая добыча жидкости:

(5)

Определяем обводненность за текущий год:

(6)

Корректируем накопленную добычу жидкости, с учетом скважин выбывших по обводненности и техническим причинам:

(7)

и нефти

(8)

где - количество скважин выбывших по техническим причинам, а - средняя обводненность.

К вычисленным текущим добычам жидкости и нефти прибавляются добычи новых скважин:

(9)

(10)

где - количество новых скважин, - средний дебит, с которыми вводятся новые скважины.

2.3.2 Расчет закачки воды в пласт

Исходные данные:

- накопленная и текущая добыча: , тыс.т;

- компенсация - К, %;

- отношение количества добывающих к количеству нагнетательных скважин - D;

- обводненность - В, %.

Определяется закачка с начала разработки:

(11)

где , а .

Закачка за год:

(12)

Необходимая годовая закачка по компенсации, определяется следующим образом:

(13)

Результаты расчета основных показателей разработки XIII пласта месторождения Эхаби по методике “Прогноз”, предоставленной СахНИПИ, показаны в таблице 5. На основе полученных данных построены диаграммы годовой добычи нефти, годовой добычи жидкости и закачки воды.

Таблица 5 - Результаты расчета основных показателей разработки

Показатели	Годы
	2006	2007	2008	2009	2010
Добыча нефти, тыс. т
- годовая	9,9	9,4	9,0	8,5	8,1
Добыча жидкости, тыс. т
- годовая	226,7	215,3	204,6	194,4	184,6
Закачка воды, тыс. м3
- годовая	272,0	258,4	245,5	233,2	221,6
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.
- действующий	21	21	21	21	21
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.
- действующий	9	9	9	9	9
Обводненность
- среднегодовая, %	95,6	95,7	95,8	95,8	95,9

Рисунок 9 Диаграмма годовой добычи нефти XIII пласта месторождения Эхаби



Рисунок 10 Диаграмма годовой добычи жидкости и закачки воды XIII пласта месторождения Эхаби

За проектируемый период будет добыто 35,9 тыс. т нефти, 1025,6 тыс. м³ воды; в пласт будет закачано 1230,7 тыс. м³ воды.

Согласно проведенным расчетам видно, что в период 2006-2010 гг. происходит снижение годовых объемов добычи нефти в результате роста обводненности скважин и уменьшения объемов закачки воды в пласт.

По сравнению с 1996 г. обводненность в целом по пласту увеличилась с 92,8 до 95,9 %.

3. Расчет экономической эффективности разработки XIII пласта

При выполнении экономических расчетов были использованы исходные данные по месторождению НГДУ «Оханефтегаз» за 2005 год.

Доходная часть проекта формируется за счет реализации добываемого углеводородного сырья. Цена на внешнем рынке 45 долл/барр. Транспортные расходы, связанные с экспортом нефти составляют 30 долл/т. Курс доллара 25,85 рублей за 1 доллар США.

3.1 Расчет налогов

Величина налоговых отчислений и платежей, а также платежей в бюджетные и во внебюджетные фонды определялась в соответствии с действующим на момент расчета Налоговым Кодексом РФ.

С 1 января 2007г. ставка НДПИ при добыче нефти составляет 419 рублей за тонну

Налог на добычу нефти рассчитывается исходя из установленной ставки с коэффициентом, характеризующим динамику мировых цен на нефть и коэффициента, характеризующего выработанность запасов, который принят равным 0,3.

Расчет коэффициента цен проводился по формуле:

(Цена"Юралс" - 9долл./барр.)М25,85 $

Коэффициент = -------------------------------------------------- (25)

261

Таким образом налог составляет 1520 руб/т.

Размер экспортной пошлины также дифференцирован в зависимости от уровня цены на нефть на внешнем рынке и составил 118,25 долл/т. При выполнении расчетов были использованы следующие виды и ставки налогов:

- единый социальный налог (ЕСН) - 26% от фонда оплаты труда (ФОТ); земельный налог - факт данного года с индексацией на коэффициент 1,1.

Налоги из прибыли:

- налог на прибыль - 24% от налогооблагаемой прибыли;

- налог на имущество - 2,2% от остаточной стоимости основных фондов.

3.2 Показатели экономической оценки разработки

В систему оценочных показателей включаются прибыль от реализации углеводородов на внутреннем и внешнем рынках, доход государства от эксплуатации месторождения (налоги, платежи и отчисления в бюджетные и во внебюджетные фонды), рентабельный срок разработки. Под рентабельным понимается такой период разработки, когда текущие потоки денежной наличности принимают положительные значения, а накопленный чистый дисконтированный доход (НЧДД) увеличивается и принимает максимальное значение в последний период рентабельной добычи.

Определение эксплуатационных затрат осуществляется с использованием удельных затрат, которые формируются на основе фактической калькуляции затрат за базовый период месторождений Сахалина. После определения капитальных и текущих затрат с учетом налогов и иных отчислений осуществляется расчет ряда показателей, характеризующих экономическую эффективность проекта.

Расчет основных показателей экономической эффективности проекта проводится по следующей схеме:

- определяется объем выручки от реализации продукции на внешнем и внутреннем рынках за весь расчетный период по годам. При реализации на экспорт выручка определяется с учетом доли продукции, реализуемой на экспорт по соответствующей цене в твердой валюте, с переводом ее в рублевый эквивалент по принятому курсу. Кроме того, от суммы выручки отнимаются транспортные затраты, связанные с транспортировкой нефти до конечного пункта (в зависимости от объема экспортируемой нефти);

- рассчитывается объем прибыли, подлежащей налогообложению;

- на основе рассчитанной налогооблагаемой прибыли определяется размер налога на прибыль;

- разница между величиной налогооблагаемой прибыли и налога на прибыль образует чистую прибыль;

- сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений образуют собственные источники покрытия инвестиций;

- применяя метод приведения разновременных затрат и результатов (метод дисконтирования), рассчитывают ежегодные значения дисконтированного чистого потока денежных средств.

3.3 Расчет экономической оценки разработки

Расчет экономической оценки разработки, производимый по шаблону “Расчет экономической эффективности разработки”, представлен в таблице 6 Г (Приложение Г). Из таблицы 6 Г видно, что доход и эксплуатационны...