Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1939
Источник информации: РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 16.04 км²
Полазненское месторождение
Полазненское месторождение нефти и газа было открыто в 1937 г. в результате поисково-разведочного бурения, введено в разработку разведочными скважинами в 1939 г.
Ближайшими нефтяными месторождениями являются: Шеметинское, Ярино-Каменноложское месторождение, Северокамское, Краснокамское, Лобановское.
На Полазненском месторождении промышленная нефтегазоносносность установлена в нижнекаменноугольных карбонатных отложениях Турнейского яруса (пласт Т), в терригенных отложениях бобриковского и тульского горизонтов (Тл2, Бб1, Бб2) визейского яруса, в среднекаменноугольных карбонатных отложениях башкирского яруса и верейского горизонта (Бш, ВзВ4).
Краткая геологическая характеристика
Полазненское нефтяное месторождение в тектоническом плане расположено в пределах Межевской валообразной зоны на северовосточном склоне Пермского свода. Полазненское поднятие представляет собой асимметричную брахиантиклиналь с широким сводом, крутым северным и пологим южным крылом.
Геологический разрез Полазненского месторождения изучен на глубину 2012 м (скв. 12) по разрезам структурно-поисковых, разведочных и оценочных скважин и эксплуатационного бурения. Разрез представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, которые перекрыты четвертичными отложениями (рис. 1,2).
Рис.1. Схематический разрез среднекаменноугольных отложений по линии скважин 14-10-138-12-25-26-134-133-36-42-28 Полазненского месторождения
Рис.2. Структурная карта по кровле продуктивного пласта Тл2 Полазненского месторождения
Геолого-промысловая характеристика
На Полазненском месторождении залежи нефти приурочены к продуктивным пластам Т, Бб2, Бб1, Тл2, Бш, В3В4.
Пласт В3В4 распространен на всей территории месторождения, его толщина в пределах стратиграфических границ составляет 12,9 ... 20,6 м, толщина проницаемой части изменяется от 2,0 до 5,6 м.
В состав пласта входят от 1 до 5 проницаемых прослоев. Доля коллектора по месторождению равна 0,243, коэффициент расчлененности 3,48. В пласте В3В4 выделена одна нефтяная залежь с водонефтяным контактом на абсолютной отметке - 935 м. Залежь пластово-сводового типа. Размеры залежи составляют 5,4 х 4,1 км, этаж нефтеносности - 46,9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина равна 1,9 ... 5,6 м.
Пласт Бш распространен на всей территории месторождения, его толщина в пределах стратиграфических границ изменяется от 39,0 до 49,0 м, эффективная толщина - от 5,3 до 16,5 м. В составе пласта выделяются до 17 проницаемых прослоев. Доля коллектора и коэффициент расчлененности пласта Бш равны 0,280 и 10,26, соответственно. Залежь пласта Бш является пластово-массивной, водоплавающей, водонефтяной контакт выделен на абсолютной отметке -965. Размеры нефтяной залежи в пределах контура нефтеносности равны 5,1 х 3,7 км, этаж нефтеносносности - 41,3 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,2 до 13,6 м.
Пласт Тл2 залегает в кровле тульской терригенной толщи, на 1...5 м ниже тульского терригенного репера. Он распространен на всей территории месторождения. Его общая толщина составляет 10,8...26,2 м, эффективные толщины изменяются в пределах 6,2...23,6 м. В пласте выделено от 1 до 4 проницаемых прослоев, коэффициент песчанистости равен 0,794, а коэффициент расчлененности - 2,25. Размеры нефтяной залежи в пределах контура нефтеносности - 1198 м равны 4,5 х 2,8 км, этаж нефтеносносности - 32,6 м, нефтенасыщенные толщины из меняются от 0,8 до 20,0 м. Залежь пластово-сводовая .
Пласт Бб1 залегает в кровле бобриковского горизонта, распространен на всей площади месторождения, включает в себя 1- 2 проницаемых прослоя. В пласте выделена обширная зона замещения пород-коллекторов плотными разностями, расположенная в центре месторождения. Общая толщина пласта изменяется в пределах 1,6 ... 12,8 м, эффективная толщина - от 0,8 до 12,8 м. Область распространения наиболее высоких значений эффективной толщины приурочена к юго-восточной части месторождения. Коэффициент песчанистости в пласте составляет 0,800, коэффициент расчлененности равен 1,20. Пласт включает в себя три нефтяные залежи. В районе скв. 10 выделена небольшая нефтяная залежь с водонефтяным контактом на абсолютной отметке -1218 м. В пределах залежи расположены только 2 скважины - 10 и 138, причем в скв. 1- пласты Бб1 и Бб2 сливаются. Поэтому ВНК принят по аналогии с залежью пласта Бб2 в этом же районе. Залежь пластово-сводовая, литологически ограниченная. Длина залежи составляет 0,9 км, ширина- 0,5 км, высота - 22,5 м. Эффективные толщины в пределах залежи изменяются от 1,1 до 3,8 м, нефтенасыщенные - также от 1,1 до 3,8 м. В районе скв. 61 расположена нефтяная залежь с водонефтяным контактом на абсолютной отметке-1202 м. Залежь rmастово-сводовая, литологически ограниченная, с размерами 1,3 х 0,5 км, высота - 7,5 м.
Эффективные толщины в пределах залежи изменяются от 2,8 до 7,4 м, нефrенасыщенные - от 4,0 до 5,0 м. И залежь в районе скв. 16 - пластово- сводовая, литологически ограниченная. Водонефтяной контакт выделен на абсолютной отметке -1206 м. Размеры залежи составляют 0,6 х 0,4 км, высота - 6, 7 м. Эффективные толщины изменяются в пределах от 2,1 до 5,6 м, нефтенасыщенные - также от 2,1 до 5,6 м.
Пласт Бб2 залегает в подошве бобриковского горизонта, от пласта Бб 1 отделен пачкой плотных глинистых пород толщиной до 6 м, распространен по всей площади месторождения, представлен от 1 до 6 проницаемыми пропластками. Общая толщина пласта изменяется в переделах 5,2 - 31,6 м, эффективная - от 1,4 до 24,0 м.
Область распространения наиболее высоких значений эффективной толщины приурочена к западной части месторождения и имеет субмеридиональное простирание. В пределах месторождения в пласте Бб2 выделены 3 зоны замещения пород-коллекторов плотными разностями. Коэффициенты песчанистости и расчлененности равны 0,616 и 2,30, соответственно. В пласте выделены три нефтяные залежи. В районе скв. 1 О расположена нефтяная залежь с водонефтяным контактом на абсолютной отметке -1218 м. Залежь пластово-сводовая, размерами 1,9 х 1,1 км, высота - 17,1 м. Эффективные толщины меняются от 1,4 до 20,8 м, эффективные нефтенасыщенные - от 0,6 до 16,0 м. В районе скв. 11 выделена нефтяная залежь с водонефтяным контактом на абсолютной отметке - 1220 м. Залежь пластово-сводовая, ее длина равна 0,7 км, ширина - 0,4 км. Высота залежи составляет 8,7 м. Эффективные толщины меняются от 4,7 до 10,1 м, эффективные нефтенасыщенные - от 2,8 до 8, 7 м. Залежь в районе скв. 16 - пластово-сводовая, с водонефтяным контактом на абсолютной отметке -1219 м. Размеры залежи: 0,7 км в длину, 0,6 км в ширину, высота - 14,2 м. Эффективные толщины изменяются в пределах 3,0...10,7 м, эффективные нефтенасыщенные - от 3,2 до 8,8 м.
В пласте Т выделена массивная залежь с водонефтяным контактом на абсолютной отметке - 1245 м. В скв. 138 подошва последнего нефтенасыщенного прослоя выделена на абсолютной отметке - 1244,8 м. Залежь массивная, с размерами 3,9 х 0,3 км, высота 21,4 м.
Минимальное значение эффективной нефтенасыщенной толщины 0,6 м, максимальное - 9,0 м.
История проектирования
Проект разработки Полазненского нефтяного месторождения был составлен в 1951 г.
В целом для Полазненского месторождения была принята система разработки снизу-вверх, когда по мере продвижения внешнего контура нефтеносности и обводнения, скважины, эксплуатирующие нижние пласты - Тульский и бобриковский, возвращались на башкирско-верейский эксплуатационный объект.
Основные проектные решения этого документа:
- выделение двух объектов разработки, приуроченных к залежам нефти в башкирско-верейских и яснополянских отложениях;
-первоочередная разработка высокопродуктивных залежей яснополянского надгоризонта, залежь башкирско-верейских отложений - объект возврата;
- для залежей яснополянского надгоризонта применение законтурного заводнения;
- размещение добывающих скважин по треугольной сетке с расстоянием между ними 400 м;
- фонд скважин на яснополянскую залежь - 35 добывающих и 10 нагнетательных, общий фонд 77 скважин;
- для залежи башкирско-верейских отложений вопросы разбуривания, последовательности возврата скважин, поддержания пластового давления решены не были, технологические показатели разработки на перспективу не рассматривались.
В 1957 г. составлен уточненный проект разработки Полазненского месторождения. Основные решения предыдущего проектногодокумента были сохранены. Уточнились положения по разработке башкирско-верейского объекта: разработка залежи с поддержанием пластового давления в семи приконrурных скважинах, общий фонд скважин, исходя из уточненного геологического строения залежи, составил 72 единицы.
Решения, обоснованные в первых проектных документах, определили всю дальнейшую разработку месторождения. В последующих проектных документах система разработки совершенствовалась по мере появления новых сведений о геологическом строении и выработки запасов месторождения, развития техники и технологии разработки. Проводилось уточнение уровней отборов нефти.
Особенностью разработки Полазненского месторождения является то, что после его разбуривания добывающими и нагнетательными скважинами и ввода в эксплуатацию, создано Камское водохранилище.
В результате большая часть площади месторождения оказалась в зоне затопления. В связи с этим дальнейшая эксплуатация скважин проводилась с искусственных оснований (банок), на которых располагались кусты уже пробуренных скважин, а также путем бурения наклонно направленных скважин с берега.
Система разработки башкирско-верейских отложений и яснополянского надгоризонта, предусматривающая поддержание пластового давления с помощью заводнения, с 1979 г. перестала реализовываться.
Закачка воды была прекращена по указанию природоохранных органов по экологическим ограничениям.
Помимо этого, дальнейшее освоение месторождения ограничивается наличием значительных природоохранных зон в пределах прибрежной части Камского водохранилища.
В 2001 г. составлена "Технологическая схема разработки Полазненского месторождения на базе геолого-технологической модели", в которой были рассмотрены вопросы доразработки запасов нефти башкирско-верейских отложений и яснополянского надгоризонта путем внедрения новых технологических и технических средств, в том числе и бурение боковых стволов из малодебитных и обводнившихся скважин. В 2002 г. составлено "Дополнение к технологической схеме". В работе обоснованы проектные решения разработки в результате эксплуатационного бурения и мероприятий по доразведке месторождения залежи rурнейского яруса. Обоснован естественный режим разработки, применение избирательной системы размещения скважин. Фонд добывающих скважин на объект составил 7, в том числе 2 боковых ствола.
История разработки
Полазненское месторождение нефти введено в промышленную разработку в 1939 г. и относится к числу "старейших" месторождений Пермского Прикамья. Срок его разработки составляет 70 лет.
В промышленной эксплуатации находятся три эксплуатационных объекта, приуроченных к отложениям rурнейского (пласт Т), визейского яруса (пласт Бб1-2+Тл2) и башкирско-верейским отложениям (пласт Бш+В3В4). Геолого-физические характеристики продуктивных пластов приведены в табл.1.
Таблица 1. Геолого-физические харатеристики продуктивных пластов Полазненского месторождения
Бурение эксплуатационного фонда на месторождении проведено в 1950-1957 гг. В 1955 г. организовано поддержание пластового давления нагнетанием воды в продуктивные отложения. По состоянию на 01.01.2009 г. на месторождении пробурено 90 скважин и 2 боковых ствола, из них эксплуатационный фонд - 13 добывающих скважин. Фонд ликвидированных скважин составляет 68 % от общего фонда скважин.
С начала разработки из месторождения добыто 89,4 % извлекаемых запасов нефти. Максимальный тем п отбора нефти был достигнут в 1958 г. и сос авил 5,8 % (рис. 3). С 1974 г. месторождение находится на четвертой стадии разработки. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,346 при обводненности продукции 79,5 %.
Рис.3. График разработки Полозненского месторождения
Залежь Турнейского яруса разрабатывается с 1996 г. Фонд скважин за весь период разработки составил восемь добывающих скважин.
За 13 лет из залежи отобрано 61,0 % извлекаемых запасов нефти (2 % - от накопленной добычи нефти по месторождению). Достигнутый коэффициент извлечения составляет 0,122, при текущей обводненности продукции 82,8 %. Максимальный годовой отбор, при темпе 9,9 % от начальных извлекаемых запасов достигнут в 2002 г.
Визейские залежи (пласты Бб1-2+Тл2) разрабатываются с 1949 г. Это основной объект разработки Полазненского месторождения. Из него извлечена основная доля накопленной добычи нефти из месторождения - 75,3 %. Первый год разработка осуществлялась одной скважиной. С 1950 по 1956 гг. осуществлено полное разбуривание залежи. Выбытие добывающих скважин из эксплуатации началось с 1952 г. Наиболее интенсивным оно происходило в 1962 - 1963 гг. и в 1970 г. К 1978 г. добывающий фонд сократился до 5 скважин и оставался стабильным до 1986 г. включительно. Основными причинами выбытия скважин из эксплуатации были обводнение добываемой продукции и перевод скважин на вышележащий горизонт.
Кроме того, часть добывающих скважин выведена из эксплуатации по организационным и техническим причинам из-за плохого состояния спецоснований. В периоды с 1955 по 1971 г. и с 1977 по 1979 г. разработка проводилась с поддержанием пластового давления.
На первом этапе велось законтурное и приконтурное заводнение, на втором - очаговое. За весь срок заводнения под нагнетанием перебывало 9 скважин. Максимальный темп отбор нефти - 6,3 % получен в 1958 г.
На 01.01.2009 г. работают четыре добывающие скважины.
Средние текущие дебиты скважин составляют: 4,7 т/сут по нефти и 49,5 т/сут по жидкости. Выработка запасов с начала разработки составила 92,5 %. Достигнутый коэффициент нефтеизвлечения - 0,547 при текущей обводненности продукции 90,6 %.
Залежь башкирско-верейских отложений (пласты Бш+В3В4) разрабатывается с 1939 г. Первые 11 лет эксплуатация залежи осуществлялась одной разведочной скважиной. Последующий период разбуривания залежи, в основном, закончен к 1958 г. Всего на залежь пробурено 24 скважины. С 1959 г. начался перевод обводнившихся скважин с яснополянского надгоризонта. За счет перевода скважин сформировано более половины эксплуатационного фонда. За период разработки 1939-2008 гг. в эксплуатации перебывало 56 скважин (в том числе 2БС).
До 1960 г. залежь разрабатывалась на естественном режиме. Заводнение осуществлялось в период с 1960 по 1978 г. За этот период под нагнетанием перебывало 19 скважин. Из-за отсутствия системы поддержания пластового давления к 1957 г. пластовое давление в зоне отбора снизилось. Однако темпы годовых отборов, с 1950 по 1958 гг. нарастали, так как снижение добычи нефти по ряду переходящих скважин компенсировалось добычей нефти из вновь вводимых скважин. В 1958 г. достигнут максимальный темп отбора нефти по объекту - 4,6 % (при дебитах по нефти - 11,9 т/сут, по жидкости - 13,0 т/сут и обводненности - 8,5 %). С 1959 г. началось снижение добычи нефти из залежи (за 1959 г. снижение составило 18 %).
Последнее объясняется падением пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения и ухудшением условий фильтрации жидкости в пласте. Организованное в 1960 г. приконтурное заводнение 206 позволило стабилизировать добычу нефти и с 1962 по 1971 г. годовые отборы нефти поддерживались на постоянном уровне. В 1972 г.
началось снижение годовых отборов нефти более высокими темпами, связанное с обводнением добывающих скважин и выводом их из эксплуатации.
До 1976 г. разработка залежи осуществлялось при заводнении в приконтурные, располагавшиеся на севере и на юге залежи. Следует отметить, что различные части залежи были охвачены закачкой неравномерно, как по площади - в силу неравномерного размещения скважин вдоль контура нефтеносности, так и по разрезу - из-за характера вскрытия пластов. На севере закачка осуществлялась только в башкирский пласт, а отбор осуществлялся из обоих пластов - Бш и В3В4. Кроме того, нагнетательные скважины на севере имели более низкую приемистость - 26...93 м3/сут, чем на юге - 72...129 м3/сут.
На юге залежи охват заводнением по разрезу и по площади был более равномерным (в большинстве нагнетательных скважин были вскрыты оба пласта Бш и В3В4). В скважинах центральной части залежи давление, несмотря на ППД, снижалось.
В 1976-1979 гг. осуществлено опытное импульсное заводнение. В связи с этим под закачку были введены 10 новых нагнетательных скважин. Они располагались в центральной части залежи и юго-западной.
В приконтурные нагнетательные скважины, кроме двух скважин, к этому моменту закачку воды прекратили. В результате отключения приконтурных нагнетательных скважин и изменения системы заводнения произошла смена направлений фильтрационных потоков, что положительно отразилось на работе ряда добывающих скважин.
В конце 1979 г. закачка воды в залежь прекращена по указанию природоохранных органов, так как она отрицательно влияла на экологическую обстановку на Камском водохранилище.
Разработка залежи башкирско-верейских отложений характеризуется длительным безводным периодом. Вода в продукции скважин появилась в 1951 г. В последующие 10 лет обводненность оставалась на уровне 5,0 ... 8,5%. Максимального значения за весь период разработки обводненность достигла в 1991 г. - 69,9 % за счет высокой обводненности по одной скважине. После проведения изоляционных работ в этой скважине обводненность снизилась, что привело к снижению обводненности по залежи в целом.
На 01.01.2009 г. работают шесть добывающих скважин механизированным способом с помощью ЭЦН в режиме накопления.
Накопленная добыча нефти за 70 лет эксплуатации составила 83,7 % от начальных извлекаемых запасов (22,7 % - от накопленной добычи нефти по месторождению). ВНФ равен 0,46. Текущий КИН составил 0,168 доли ед.
Источник: Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. - М: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010, 335 с.
Следующее Месторождение: Гудермесское