Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1938
Источник информации: ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 131.91 км²
Северокамское месторождение
Северокамское нефтяное месторождение открыто в 1938 г. в результате получения промышленного притока из верейских отложений при испытании разведочной скв. 3. Месторождение введено в эксплуатацию в 1938 г. разведочными скважинами.
Промышленная нефтеносность установлена в девонском и нижне- средневизейском терригенном комплексах и в карбонатных отложениях верейского горизонта и башкирского яруса (рис. 1,2).
Рис.1. Схематический разрез пластов нижнекаменноугольных отложений по линии скважин 325-101-102-103
Рис.2. Структурная карта по кровле В3В4+Бш Северокамского месторождения
Краткая геологическая характеристика
Северокам ское поднятие, осложненное Западным и Восточным куполами, приурочено к Краснокамскому валу в северной части Пермского свода. Между Западным и Восточным куполами Северокамского поднятия, в 2,0 км к югу от них, расположено Кизимское поднятие, являющееся продолжением Северокамского место рождения.
Геологический разрез Северокамского месторождения изучен по разрезам поисковых и разведочных скважин до глубины 2997 м.
Геологический разрез представлен архейскими, протерозойскими, девонскими, каменноугольными и пермскими отложениями.
Промышленная нефтеносность приурочена к трещинно-поровым известнякам пластов В3В4, Бш верейско-башкирских отложений среднего карбона на Западном и Восточном куполах, терригенным отложениям пласта Тл2-а тульского горизонта нижнего карбона на Восточном и Кизимском куполах и терригенным отложениям тиманского горизонта верхнего девона на Западном куполе.
Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов
Залежи нефти на Западном поднятии приурочены к пластам Д0, В3В4 и Бш, на Восточном поднятии к пластам Тл2-а, В3В4 и Бш, на Кизимском поднятии - к пласту Тл2-а.
Пласт Д0 (Западное поднятие). В пласте Д0 тиманского горизонта выявлена одна литологически ограниченная, подстилаемая водой залежь. Размеры залежи 2,8 х 2,9 км, высота 5,4 м. Нефтенасыщенная толщина - 2,5 м.
Пласт Тл2-а (Восточное поднятие). В пласте Тл2-а тульского горизонта выявлена одна пластовая сводовая, подстилаемая водой залежь. Размеры 1,25 х 0,6 км, высота 1,0 м. Нефтенасыщенная толщина - 0,8 м.
Коллекторские свойства пласта не изучены из-за малой толщины нефтенасыщенного пропластка, керн не отбирался. Коэффициент нефтенасыщенности принят равным 0,80 по аналогии с пластом Тл2-а Кизимского поднятия.
Пласт Тл2 (Кизимское поднятие). В пласте Тл2 выделяются два пласта: Тл2-а и Тл2-б. Пласт Тл2-б является водоносным. Пласт Тл2-а нефтеносный прослеживается в трех скважинах Кизимского поднятия. Выявленная в районе скв. 101 пластовая сводовая залежь имеет размеры 2,l x l,I км, высота 7,0 м. В районе скв. 102 залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи 2,0 x l,0 км, высота 1,0 м. В разрезе выделено 1-2 проницаемых прослоя эффективной толщиной 0,8...3,4 м.
Пласты В3В4+Бш (Западного и Восточного куполов) сложены известняками с тонкими прослоями мергелей, доломитов, аргиллитов и алевролитов.
Пласты В3 и В4 разделяются глинисто-мергельной перемычкой толщиной 4...5 м. Водонефтяной контакт для обоих пластов установлен на одной отметке. Продуктивная часть пласта представлена прослоями органогенно-обломочного известняка. Нефтенасыщенные прослои разделяются прослоями известняка плотного, в разной степени доломитизированного. Разделение на две залежи (Западного купола и Восточного) условно.
Залежь Западного поднятия пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры 9,0 х 8,6 км, высота 40 м.
Залежь Восточного поднятия пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры 9,0 х 9, 7 км, высота 30 м.
Нефть месторождения в поверхностных условиях легкая, маловязкая, смолистая, парафинистая, сернистая. Характеристика пластовой нефти получена только для Кизимского поднятия. Для Восточного и Западного поднятий характеристики пластовой нефти приняты по аналогии с Кизимским.
Геолого-физические характеристики продуктивных пластов представлены в табл. 1.
Таблица 1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Северокамского месторождения
История проектирования систем разработки
В 1968 r. на основании результатов опытных работ, проведенных на выделенном участке, объединением "Пермнефть" и НГДУ "Краснокамскнефть" составлен "Проект опытного внутриконтурного заводнения нефтяных пластов среднего карбона Западного купола Северокамского месторождения".
В проекте предусмотрено: полное восстановление пластового давления в верейско-башкирском объекте после завершения его разработки на режиме растворенного газа путем предварительной закачки воды во вновь создаваемую систему заводнения при полностью законсервированном на два года фонде добывающих скважин.
Затем второй этап разработки объекта при внутриконтурном заводнении (под нагнетание переводились 26 скважин на пласт В3В4 по двух и трехрядной системе в сочетании с очаговым). Для нагнетания воды в пласт Бш были созданы два смежных очага заводнения: 10 добывающих и 2 нагнетательные скважины. Всего в действии находилось 76 добывающих и 28 нагнетательных скважин. Проект был полностью реализован.
В 1976 г. объединением "Пермнефть" и НГДУ "Краснокамскнефть" был составлен аналогичный "Проект вторичной эксплуатации истощенных нефтяных залежей Восточного купола Северокамского месторождения".
Ввиду редкой сетки скважин и совместного вскрытия верейских и башкирских отложений была выбрана обращенная семиточечная система площадного заводнения (24 добывающие скважины и 11 скважин переводились под нагнетание из добывающего фонда).
Проект был также реализован.
В 1990 г. "ПермНИПИнефтью" был составлен "Проект опытнопромышленных работ на Северокамском (Восточный купол) и Кизимском месторождениях". Проект был утвержден ТЭС объединения "Пермнефть" в 1991 г.
Для изучения возможности уплотнения редкой сетки скважин предусматривалось бурение на Восточном куполе трех опытных очагов обращенной семиточечной системы на участках с разной степенью выработки запасов с расстоянием между скважинами 400 м вместо 800 м. Для бурения намечалось 15 добывающих, три нагнетательных и одна оценочная скважина.
По Кизимскому поднятию было рассмотрено: для пласта В3В4 - два варианта разработки пласта с разной плотностью сетки скважин для запасов категории С1 и один вариант - для запасов категории С2; для пласта Тл2-а - по одному варианту для запасов обеих категорий, с использованием разведочных скважин и бурением ряда новых. Все варианты имели отрицательный народнохозяйственный эффект, поэтому технологические показатели разработки были приняты по 2 варианту в качестве предварительных, подлежащих уточнению в ходе осуществления опытно-промышленных работ. Проект не был реализован.
В 1991 г. объединением "Пермнефть" было составлено "Дополнение к проектам опытно-промышленной эксплуатации Северокамского нефтяного месторождения", в котором предлагалось пробурить ряд периферийных скважин для изучения возможности вовлечения в разработку приконтурных зон. В 1993 г. пробурены три скважины в пределах Восточного купола, дальнейшее разбуривание прекращено. Проектный документ не реализован.
Последним проектным документом является "Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ЗАО "Русская топливная компания", принятый на период действия лицензионны соглашений, утвержденный ЦКР Минэнерго РФ в 1999 г., в котором разработку предусматривалось осуществлять фондом действующих на 01.01.1998 г. скважин на водонапорном режиме.
Расчетные технологические показатели до 2015 г. были приняты в качестве ориентировочных, подлежащих корректировке по мере утверждения новых проектных технологических документов.
Состояние разработки месторождения
Северокамское месторождение было введено в разработку в 1938 г.
На 01.01.2008 г. пробурено 175 скважин, из них действующих добывающих скважин - 31, нагнетательных - 13, ликвидированных 36, в консервации - 33, наблюдательных 49. Действующие скважины оборудованы и эксплуатируются штанговыми глубинными насосами.
Основными объектами разработки являются верейско-башкирские залежи (пласты В3В4+Бш) Западного и Восточного поднятий, запасы которых составляют 97,6 % геологических запасов месторождения (рис. 3).
Рис.3. График разработки Северокамского месторождения (Западный купол, В3В4+Бш)
Разработка залежи верхнего девона (тиманский горизонт) на Западном поднятии, запасы которой малы и составляют 0,78 % от всех геологических запасов месторождения, прекращена в 1990 г.
Залежь пласта Тл2-ана Восточном поднятии, запасы которой составляют всего 0,14% геологических запасов месторождения, разрабатывается одной добывающей скважиной.
Залежи тульского пласта Кизимского поднятия, открыты в 1992 г. в ходе поисково-разведочного бурения, в разработку не вводились, (скважины находятся в освоении).
Залежь тиманского (ранее - кыновского) горизонта введена в разработку в 1945 г. и разрабатывалась одной - двумя скважинами.
Разработка осуществлялась на естественном упруговодонапорном режиме.
Годовая добыча нефти до 1971 г. колебалась в пределах от 6,0 до 9,0 тыс. т, кроме 1947 г., когда было добыто 12 тыс. т (темп отбора - 4,8 % от начальных извлекаемых запасов). За все время разработки на 1.01.1991 г., из залежи тиманского горизонта добыто 24 7 ,2 тыс. т нефти.
Две скважины, пробуренные на тиманский горизонт и обводнившиеся, переведены на вышележащие пласты В3В4+Бш. Разработка залежи прекращена, но запасы не списаны и числятся на Госбалансе. Коэффициент извлечения нефти составил 0,821.
Залежь пласта Тл2-а на Восточном поднятии разрабатывается одной добывающей скважиной на естественном режиме. Накопленная добыча нефти за период с июня 1993 г. по сентябрь 1995 г. составила 23,9 % от НИЗ. Начальный дебит нефти составил 1,83 т/сут, максимальный 9,13 т/сут, затем снизился до 0,61 т/сут (при обводненности 5 %). В 1995 г. произведена повторная перфорация, были вскрыты пласты Тл+Бш, а 09.1998 г. был вскрыт и пласт В3В4.
В настоящее время скв. 106 работает с пластов В3В4+Бш+Тл. По пласту Тл2-а утвержденный КИН достигнут и запасы списаны, разработка залежи прекращена.
Верейско-башкирские залежи Западного и Восточного куполов Верейско-башкирские отложения вскрыты и разрабатываются совместно.
Западный купол. Первая промышленная нефть была получена из разведочной скважины в 1938 г. Залежь введена в разработку в 1941 г. До 1947 г. залежь разрабатывалась двумя разведочным и скважинами.
С 194 7 по 1952 гг. произведено разбуривание залежи Западного купола по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 430 м. Всего было пробурено 110 скважин.
До 1966 г. разработка объекта осуществлялась без поддержания пластового давления на режиме растворенного газа.
Максимальная добыча нефти в этот период составила 90 тыс. т в 1951 г. при 110 действующих скважин. К 1966 г. годовые отборы нефти снизились до 17,2 тыс. т при 97 действующих скважинах.
Пластовое давление снизилось с 9,5 до 0,5 МПа.
На конец 1966 г. на режиме растворенного газа из объекта было добыто 744,4 тыс. т нефти. Начиная с 1967 г. на Западном куполе, с начала на опытном участке, был осуществлен проект восстановления пластового давления путем закачки воды в законсервированные истощенные нефтяные залежи. По расчетам КИН должен был увеличиться в 2-3 раза по сравнению с режимом растворенного газа.
В ноябре 1972 г. все 76 добывающих скважин были введены во вторичную эксплуатацию. В этом же году добыча нефти на Западном куполе достигла максимальной величины за все время разработки объекта - 117, 1 тыс. т против 17,2 тыс. т- минимальной годовой добычи на режиме растворенного газа в 1966 г. , т. е. увеличилась в 7 раз и на 30 % превысила максимальный ее уровень при первичной эксплуатации (90 тыс. т).
Верейско-башкирские залежи работали 26 лет на режиме растворенного газа, 27 лет на жестком водонапорном режиме (до 1993 г.). Наколенная добыча составила 1763,4 тыс. т, КИН - 0,082.
Планируемый эффект не был получен.
В 1994-1995 гг . добыча нефти без поддержания пластового давления снизилась с 12 тыс . т в 1993 г. до 4 тыс. т в год, затем постепенно снижалась из-за обводнения скважин.
С начала разработки на 01.01 .2008 г. из верейско-башкирского объекта Западного купола отбор от НИЗ составил 33,9 % при обводненности продукции - 73,1 %, текущий КИН - 0,087, при утвержденном -0,279.
Восточный купол. Первый промышленный приток нефти получен в 1938 г. из разведочной скважины, и в этом же году залежи введены в разработку.
Эксплуатационное бурение осуществлялось в 1956-1959 гг. по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 800 м.
До 1966 г. разработка осуществлялась без поддержания пластового давления на режиме растворенного газа. Максимальная добыча нефти составила 83, 1 тыс. т в 1959 г. при обводненности - 23 % (темп отбора от утвержденных начальных извлекаемых запасов - 2,6 %) при фонде действующих скважин, равном 35. После этого годовые отборы нефти снижаются до 14, 7 тыс. т в 1974 г.
На конец 1974 г. из объекта отбор нефти от НИЗ составил 25,3 %. Коэффициент извлечения нефти, достигнутый в период работы на режиме растворенного газа от величины начальных запасов категорий А+В+С 1 - 0,051. К началу 1976 г. под нагнетание были переведены все 11 предназначенных для этого скважин, а 24 добывающие скважины были законсервированы. Пластовое давление в залежах составляло 1 МПа, среднесуточная добыча нефти 65 т, средний дебит скважины - 2,7 т/сут, газовый фактор - 30 м3/т, средняя обводненность продукции - 20 %.
В конце 1977 г. на участках с полностью восстановленным пластовым давлением добывающие скважины начали вводить в эксплуатацию. В 1978 г . и последующие три года в действии находились 21 добывающая скважина и 1 1 нагнетательн ых. Добыча нефти в 1978 г. увеличилась в четыре раза против мини мальной в 1974 г., а в 1979 г. , т. е. на второй год вторичной эксплуатации и (как и по Западному куполу), достигла уровня 80,9 тыс. т - близкого к максимальному при первичной эксплуатации (81 ,7 ... 83,1 тыс.тв 1958- 1959 гг . ) . Среднесуточный дебит нефти одной скважины при этом вырос с 2 до 8 ... 11 т/сут.
С начала разработки на 01.01.2008 г. из верейско-башкирского объекта Восточного купол а отбор от НИЗ составил 49,2 %, текущий КИН - 0,098, Обводненность продукции составила 69,3 %.
Разные по плотности сетки для Восточного и Западного куполов были предложены Миннефтепромом для сравнительной оценки конечного коэффициента извлечения нефти.
Проведено сравнение основных показателей разработки Северокамского месторождения, достигнутых за период с 1938-2007 гг.
Выводы следующие :
- величина коэффициентов извлечения нефти для двух различных
по плотности сеток близки (если оперировать величиной запасов
нефти, стоящих на госбалансе);
- при более редкой сетке величина накопленной добычи нефти на одну скважину в 2,7 раза выше (43,3 против 15,9 тыс. т);
- при более редкой сетке величина водонефтяного фактора (ВНФ) в 2,3 раза ниже (0,584 против 1,32).
В целом по месторождению годовая добыча нефти в 2007 г. составила 12,7 тыс. т, при обводненности продукции скважин 71,4 %.
Средние дебиты скважин по нефти - 1,1 т/сут, по жидкости - 4,0 т/суr.
В настоящее время не извлечено более половины извлекаемых запасов нефти пластов В3В4+Бш на Западном куполе (68 %) и на Восточном (51 % ).
Технологические показатели разработки Северокамского месторождения соответствуют четвертой стадии разработки, при этом выработка начальных извлекаемых запасов, стоящих на Государственном Балансе РФ, составляет только 39 %.
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: Полазненское