Презентация на тему "Состояние и перспективы разработки нефтяных месторождений НГДУ Уфанефть"

Содержание

• 
  Слайд 1
  

  Настоящий документ является внутренним документом ОАО «Башнефть» и содержит конфиденциальную информацию, касающуюся бизнеса и текущего состояния ОАО АНК «Башнефть» и ее дочерних и зависимых компаний. Вся информация, содержащаяся в настоящем документе, является собственностью ОАО АНК «Башнефть». Передача данного документа какому-либо стороннему лицу неправомочна. Любое дублирование данного документа частично или полностью без предварительного разрешения ОАО АНК «Башнефть» строго запрещается. Настоящий документ был использован для сопровождения устного доклада и не содержит полного изложения данной темы. Коммерческая тайна Открытое акционерное общество Акционерная нефтяная Компания «Башнефть». 450008, Россия, г.Уфа, ул.К.Маркса, 30. Экз. № ___________ Рег. № 37-02-34КТ/11 от «10» октября 2011г. Состояние и перспективы разработки нефтяных месторождений НГДУ «Уфанефть» ООО «Башнефть-Добыча», г. Уфа 2012 год.

• 
  Слайд 2
  

  НГДУ «Уфанефть» свою производственную деятельность осуществляет с 1965 года на территории центральной, восточной и северо-восточной части Республики Башкортостан на площади более 30 тыс. кв. км и с 2005 года в Ханты-Мансийском Автономном округе Тюменской области. В разработке находится 31 месторождения, в том числе 26 месторождений в Уфимской группе, 5 месторождений в Нижневартовской группе. Нефтегазоносность Уфимской группы установлена от среднего девона до кунгурского яруса нижней перми на глубине от 2500 до 400 м. Коллекторами служат терригенные и карбонатные породы. Более 80% извлекаемых запасов нефти относятся к категории трудноизвлекаемых. Промышленные запасы нефти Нижневартовской группы приурочены к терригенным отложениям верхней юры. Базовые месторождения НГДУ «Уфанефть» – Сергеевское, Кушкульское, Волковское, Узыбашевское, Бузовьязовское, Кирское и Коттынское – обеспечивают 81,4% текущей добычи нефти, по ним отобрано более 79,3% извлекаемых запасов. Основные месторождения находятся на поздней стадии разработки.

• 
  Слайд 3
  

  НГДУ «Уфанефть» разрабатывает 26месторождений на территории РБ - средних – 2; - мелких – 7; - очень мелких – 17; Основные продуктивные горизонты: ТТД, Dфам.-фрн, СТур, ТТНК, КТСК Остаточные запасы нефти – 21909 тыс.т Пробуренный фонд на 01.01.12– 2848 скв. Действующий эксплуатационный фонд – 1055 скв. НГДУ «Уфанефть» - 27 лицензионных участков на территории РБ НГДУ «Уфанефть» РБ

• 
  Слайд 4
  

  НГДУ «Уфанефть»ХАНТЫ-МАНСИЙСКИЙ АВТОНОМНЫЙ ОКРУГ Общее количество месторождений:Шесть (шесть– мелких) Основной продуктивный горизонт: Васюганская свита верхней юры – объект ЮВ1 Общее количество остаточных запасов: распределенный фонд: 12,7 млн.т нераспределенный фонд: нет Пробуренный фонд – 524 скв. Действующий фонд – 331 скв.

• 
  Слайд 5
  

  Распределение начальных извлекаемых запасов нефти по нефтегазоносным комплексам по НГДУ «Уфанефть», млн.т.

• 
  Слайд 6
  

  Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти по нефтегазоносным комплексам по НГДУ «Уфанефть», млн.т

• 
  Слайд 7
  

  46297 15845 9549 6876 Кушкульское Сергеевское Ново-Узыбашевское Бузовьязовское Сергеевское Кушкульское Ново-Узыбашевское Вовлеченные запасы нефти месторождений Уфимской группы Бузовьязовское По основным объектам ключевых месторождений ОИЗ могут быть отобраны существующим фондом скважин с последующим бурением БС,доперфорацией пропущенных пластов, применением ГТМ и МУН

• 
  Слайд 8
  

  2638 Искринское Блохинское 1432 Невовлеченные запасы нефти месторождений Уфимской группы Св Сбш СТ DI ТТД Сбаш Объекты с невовлеченными запасами имеют сложное строение, вскрыты транзитным фондом разрабатывающим нижние объекты, либо вовлечены в разработку единичными скважинами, характеризуются ухудшенными ФЕС (проницаемость, пористость, малые н/н толщины, зоны ВНЗ). Для выработки запасов Искринского и Блохинского месторождений потребуется бурение добывающих скважин и БС, которое связано с риском неподтверждения строения залежей СТур СТ DI Искринское Блохинское Искринское Блохинское

• 
  Слайд 9
  

  Геолого-физическая характеристика основных продуктивных объектов месторождений НГДУ «Уфанефть» на территории РБ Карбонатные объекты с ухудшенными ФЕС Терригенные коллектора характеризуются достаточно высокими значениями проницаемости, пористости, нефтенасыщенности. Карбонатные отложения среднего карбона, турнейского яруса, фаменско-франского яруса характеризуются ухудшенными коллекторскими свойствами.

• 
  Слайд 10
  

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов НГДУ «Уфанефть» ХАНТЫ-МАНСИЙСКИЙ АВТОНОМНЫЙ ОКРУГ Четыре пласта выделены по объекту ЮВ1 и два – по объекту ЮВ10. Пласт ЮВ1.2 объекта ЮВ1 и все пласты объекта ЮВ10 обладают низкими фильтрационно-емкостными характеристиками Пласты с низкими ФЕС

• 
  Слайд 11
  

  Выработка запасов по основным месторождениям НГДУ «Уфанефть»

• 
  Слайд 12
  

  2010 6879 5997 1532 Динамика технологических показателей разработки по НГДУ «Уфанефть» Пробурено скважин – 3372 шт.; Планируемая добыча нефти на 2012 г. – 1685,296 тыс.т; Средний дебит нефти –4,9 т/сут;Средний дебит жидкости – 17,2 т/сут; Обводненность – 71,7 %; Отбор от НИЗ – 70,7 %;

• 
  Слайд 13
  

  Геолого-технические мероприятия по НГДУ «Уфанефть»

• 
  Слайд 14
  

  Фактическая добыча нефти – 309,302 тыс.т (292,946 тыс.т без учета новых скважин) Основная дополнительная добыча от ГТМ приходится на: ИДН (48%), ГРП (19%), ОПЗ+Реперфорация (16%), ВНС (5%). Эффективность ГТМ по видам, НГДУ «Уфанефть» в целом, 2011 г.

• 
  Слайд 15
  

  Скважины предлагаемые для перевода в ППД Бузовьязовское месторождение

• 
  Слайд 16

  Предложения по Бузовьязовскому месторождению

  1 ЭТАП Реконструкция существующего водовода из труб 89х6 СФП от УР-5 до БГ-17 протяженностью 2040 м. с заменой на водовод 114х8 СВНП Замена насоса на БКНС-5 с ЦНС 63-1400 на ЦНС 63-1800 (14 ст.) и ЦНС 45-1500 на ЦНС 63-1800 (14 ст.). Строительство внутрикустовых высоконапорных водоводов из труб 89х6 СВНП к скважинам №№ 3421, 3463, 3486, 3420 общей протяженностью 380 метров. 2 ЭТАП Приобщение нижней водоносной части пласта Стур для увеличения добычи воды скважины № 182БЗВ Бузовьязовского месторождения. Перевод на Стур под добычу воды скважины № 3122 Бузовьязовского месторождения. Перевод под нагнетание скважин №№ 3421, 3463, 3486 Бузовьязовского месторождения. Проведение геофизических исследований скв.№№3214, 3297, 3420 Бузовьязовского месторождения для определения водоносных интервалов пригодных к переводу под водозабор. При необходимости перевод на более производительный ЭЦН скв.№№ 3351, 3369 Ракитовского месторождения.

• 
  Слайд 17

  Мероприятия по снижению обводнённости по НКЦДПНГ в 2011 г.

  Выполнена программа нестационарного циклического заводнения (ЦЗ) на Коттынском месторождении по 2 очагам (16 нагнетательных скважин и 33 добывающих). Из действующего добывающего фонда выведено 15 нерентабельных скважин с обводнённостью более 98%, суммарным дебитом жидкости 470 м3/сут и дебитом нефти 9 т/сут. Для сокращения неэффективной закачки выполнена программа по остановке 17 нагнетательных скважин, ограничению приёмистости в 8 скважинах и РИР в 2 нагнетательных скважинах. Очаги под ЦЗ на Коттынском мест. Проведенные мероприятия позволили стабилизировать обводнённость на уровне 84%.

• 
  Слайд 18
  

  Анализ причин недостижения проектной Qн. Люкпайское месторождение Резкое обводнение 1127 после остановки доб. 1125 Остановка доб. 1125 Остановка нагн. 1125 Резкое обводнение окружения после повторного пуска нагн. 1123 Значение при fв=98 % 3,9 НИЗ=1306 тыс.т Факт Прогноз выработки Проблема:падение Qн в связи с резким обводнением 4 скв. 1115, 1147, 1110, 1127 При сохранении существующей системы 50 % запасов нефти не будут вовлечены в разработку Программа мероприятий Участок 1 Участок 2 Пуск в добычу Скв. с макс. падением Рекомендуется в ППД Рекомендуется под остановку fв_4 скв. fв_10 скв. Qн_4 скв. Qн_10 скв. Nд_4 скв. Nд_10 скв. Водоизоли-рующие технологии в доб. скв. 1127, 1110, 1115, 1147

• 
  Слайд 19
  

  Анализ ГРП и подбор участка. Коттынское месторождение Графики разработки по скв. 178 С увеличением удельного объема проппанта на 1 м толщины пласта, растет удельный дебит скважины На всех скважинах участка проводились ГРП; Эффект от планируемого повторного ГРП оценен на примере скв. 178 (проведено 2 ГРП на те же пласты) ГРП 20,0 т Критерии подбора: большие остаточные Н н/нас; высокая расчлененность пластов; низкие дебиты скважин. Карта остаточных н/нас толщин 3,4 м 3,5 м 6,8 м 2,8 м Профиль скв. 178 ГРП 178 Зона для ГРП Скважины пл. ЮВ1.1 Для выявления матем. зависимости ΔQж = f(Vпроппант) выбраны скважины, вскрывшие только один н/нас пласт ЮВ1.1 (т.о. снижается степень влияния параметров различных пластов на эффект от ГРП) Скважины с ГРП +8,3 т/сут Зависимость ΔQж = f(Vпроппант)