Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1997
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 8.51 км²
Трифоновское месторождение
Трифоновское нефтяное месторождение было открыто в 1997 г.
Введено в пробную эксплуатацию в 1998 г.
Ближайшими нефтяными месторождениями являются: Курбатовское, Дороховское и Казаковское.
Промышленная нефтеносность установлена в нижнекаменноугольных карбонатных отложениях турнейского яруса и терригенных отложенииях радаевского, бобриковского и тульского горизонтов визейской толщи (рис. 1,2).
Рис. 1. Схематический разрез нижнекаменноугольных отложений по линии скважин 535-548-303-575-305-408-507-533 Трифоновского месторождения
Рис.2. Структурная поверхность по кровле продуктивного пласта Тл2-а Трифоновского месторождения
Краткая геологическая характеристика
В тектоническом отношении Трифоновское месторождение расположено в северо-восточной части Башкирского свода и приурочено к Ново-Атерскому поднятию, выявленному и подготовленному структурным бурением по реперу нrк в сакмарском ярусе.
Характерной особенностью тектоники данного района является ступенчато-блоковое строение палеозойского осадочного чехла.
Геологический разрез Трифоновского месторождения изучен на глубину 2214 м по материалам структурного и поисково-разведочного бурения. Разрез месторождения в составе вендского комплекса верхнего протерозоя и палеозойских отложений девонской, каменноугольной и пермской систем отражает литолого-фациальные особенности седиментогенеза территории Уфимского плато на юго-востоке Пермского Прикамья.
Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов
На Трифоновском месторождении промышленные залежи нефти приурочены к пластам Т1, Мл2, Мл1, Бб2, Бб1, Тл2-б1, Тл2-а.
Пласт Т1от вышележащих радаевских отложений отделяется плотными непроницаемыми породами. Толщина покрышки составляет 2,6...5,4 м. Общая толщина пласта колеблется от 18,1 до 21,6 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 (скв. 533) до 15,4 м (скв. 570), уменьшаясь от сводовой части залежи к внешнему ВНК. В пласте выделяются от 2 до 10 проницаемых пропластков толщиной от 0,2 до 13,7 м, которые разделены непроницаемыми породами толщиной 0,1...6,3 м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке-1376,0 м.
Залежь пластово-массивная, тектонически экранированная (с юго-запада), размеры в границах ВНК 3,4х3,0 км, высота 28,4 м, по фазовому состоянию - нефтяная. Водонефтяная зона составляет 93 % от всей площади залежи. Коэффициент песчанистости - 0,6, расчлененности - 6,6.
Пласт Мл2имеет зональное распространение только в северо-западной части месторождения. Общая толщина пласта колеблется от 0,8 до 4,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 4,0 м. Пласт содержит 1-2 проницаемых пропластка разделенных непроницаемыми породами толщиной 0,6 м. Толщина проницаемых пропластков 0,4...4,0 м.
К пласту приурочены две залежи. Небольшая по размерам (1,4 х 0,6 км) пластовая сводовая залежь высотой 4,0 м. Вторая – пластовая сводовая тектонически и литологически экранированная имеет размеры 2,8х 1,2 км, высоту - 22,2 м. По фазовому состоянию обе залежи нефтяные. Для обеих залежей водонефтяной контакт условно принят на абсолютной отметке -1364,0 м по нижней дыре перфорации с учетом проницаемого прослоя в скв. 535. Коэффициент песчанистости - 0,6, расчлененности- 1,3.
Пласт Мл1 имеет зональное распространение в южной части месторождения. В остальных скважинах он замещен плотными глинистыми породами . Общая толщина пласта колеблется от 0,6 до 2,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 1,4 м. В разрезе пласта выделяется 1 проницаемый пропласток толщиной 0,6...2,0 м. К пласту приурочена пластовая сводовая литологически экранированная залежь размерами 1,6х0,8 км, высотой - 11,7 м. По фазовому состоянию залежь - нефтяная. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1355,0 м. Коэффициент песчанистости - 0,4, расчлененности - 1,0.
Проницаемый пласт Бб2 отделяется от вышележащего Бб1 плотными непроницаемыми породами толщиной от 0,5 до 5,4 м. Общая толщина пласта кол еблется от 0,8 до 11,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 11,4 м. В пласте выделяются от 1 до 3 проницаемых пропластков толщиной 0,8 ... 11,4 м. Водонефтяной контакт условно принят на абсолютной отметке - 1337,0 м. Залежь пластовая сводовая, размеры в границах ВНК 1,8 х 0,7 км, высота 18,4 м, по фазовому состоянию - нефтяная. Коэффициент песчанистости - 0,5, расчлененности - 1,3.
Пласт Бб1 выдержан по площади и толщине, проницаемый во всех скважинах. Общая толщина пласта колеблется от 1,2 до 14,4 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 8,6 м. В пласте выделяются от 1 до 3 проницаемых пропластков толщиной от 0,4 до 9,6 м, которые разделены непроницаемыми породами толщиной 1,0...4,6 м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1331,0 м. Залежь пластовая сводовая, размеры в границах ВНК 3,1 х 1,6 км, высота - 22,9 м, по фазовому состоянию – нефтяная. Коэффициент песчанистости - 0,6, расчлененности - 2.
Пласт Тл2-б1не выдержан по площади, по ГИС отмечается замещение плотными породами. Общая толщина пласта изменяется от 0,6 до 8,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 2,8 м. По пласту прослеживается 1 проницаемый пропласток, лишь в одной скважине - 2. К пласту приурочена пластовая сводовая залежъ, литологически экранированная на юге, размерами 3,5 x 1,3 км, высотой 22,6 м. По фазовому состоянию залежь нефтяная. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1319,0 м. Коэффициент песчанистости – 0,1, расчлененности - 1,3.
Пласт Тл2-азалегает в кровле терригенной части тульского горизонта, выдержан по площади и проницаемый во всех 21 скважинах.
Общая толщина пласта 3,0...7,7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,2 до 7,0 м. В пласте выделяется от 1 до 3 проницаемых пропластков толщиной от 0,4 до 4,4 м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1304,6 м. Залежь пластовая сводовая тектонически экранированная, размеры в границах ВНК 3,4 х 3,0 км, высота - 25,4 м, по фазовому состоянию - нефтяная. Коэффициент песчанистости - 0,9, расчлененности - 2, 1.
Физико-химическая характеристика пластовых флюидов изучена по качественным 104 глубинным пробам нефти и по 35 поверхностным пробам нефти. Поверхностная нефть месторождения характеризуется как средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая и высокосернистая (Т1, Мл2, Мл1). Нефтяной газ классифицируется как малометанового и метанового типа, среднеазотный, высокожирный.
История проектирования систем разработки
Трифоновское нефтяное месторождение открыто в 1997 г. Введено в пробную эксплуатацию в 1998 г. Первый проектный документ на разработку месторождения "Проект пробной эксплуатации Трифоновского месторождения", 1997 г.
Проект утвержден с применением следующих систем разработки:
•объект Т1 - эксплуатация на естественном упруго-водонапорном режиме одиночными скважинами;
• объект Мл+Бб2+Бб1 с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м с использованием законтурного заводнения;
• объект Тл2-б1 - площадная семиточечная система с расстоянием между скважинами 500 м.
В результате бурения скважин, проведения сейсмических работ методом 30 и пробной эксплуатации месторождения получена дополнительная информация, на основании которой внесены уточнения в геологическое строение залежей, выполнен пересчет запасов в 2001 г.
В 2004 г. по данным утвержденных запасов составлена "Технологическая схема разработки Трифоновского месторождения".
Вследствие значительного различия по своим характеристикам все семь залежей месторождения выделены в самостоятельные объекты эксплуатации: пласты Т1, Мл2, Мл1, Бб2, Бб1, Тл2-б1, Тл2-а. Общий фонд составил 66 скважин, в т.ч. семь с горизонтальными забоями.
На всех объектах, кроме небольшого по запасам Мл2, принят водонапорный режим разработки, что обусловлено недостаточным для компенсации отборов жидкости напором пластовых вод. Система размещения скважин, в зависимости от размеров залежей, принята площадная или избирательная. Несмотря на начальную стадию разработки, результаты анализа геологического строения и работы скважин позволили обосновать применение новых технологий разработки и, таких как гидравлический разрыв пласта, зарезка боковых стволов, бурение скважин с горизонтальными забоями.
История разработки месторождения
В 1998 г. Трифоновское месторождение введено в пробную эксплуатацию поисково-разведочными скважинами. Согласно "Проекту пробной эксплуатации" пробурено 12 опережающих скважин, в которых были проведены исследования всех продуктивных горизонтов.
В 2002 г. дополнительно были пробурены 4 эксплуатационные скважины. За период пробной эксплуатации в разработке находились 6 из 7 продуктивных пластов. Не был опробован пласт Мл1, геологические запасы которого оценены по категории С2 и составляют 0,3 % от суммы запасов.
С 2007 г. ведется разбуривание месторождения согласно технологической схемы разработки. За два года было пробурено 27 скважин.
Весь фонд на месторождении - 45 скважин, в том числе 41 под добычей и 4 под закачкой.
Каждый объект разрабатывается самостоятельной сеткой скважин. Режим разработки упруго-водонапорный с площадным и очаговым поддержанием пластового давления. Разработка до 2008 г. проводилась без ППД, что привело к снижению пластового давления по всем разрабатываемым объектам. В 2008 г. была организована закачка по двум объектам -турнейскому и бобриковскому. Объем закачки воды незначительный, поэтому в настоящее время оценивать эффективность рано.
Месторождение находится на первой стадии разработки. На протяжении 11 лет наблюдается рост добычи нефти и жидкости (рис. 3).
Рис.3. График разработки Трифоновского месторождения
Максимальные показатели по добыче нефти достигнуты в 2008 г. (224,8 тыс. т), при темпе отбора 5,1 %. По месторождению выработка запасов составляет 19,0%. Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов приведены в табл. 1.
Скважины работают со средним дебитом по нефти 20,0 т/сут, по жидкости - 22,5 т/сут. Рост обводненности в первые годы эксплуатации вызван вводом скважин с высокой обводненностью: трех - на турнейском объекте и одной скважины на бобриковском. При проведении потокометрических исследований в этих скважинах, были выявлены причины обводнения. В результате проведения изоляционных работ отмечается снижение обводненности скважин.
По объектам разработки пласты характеризуются следующими данными.
Турнейский объект - пласт Т1 является вторым по величине запасов на месторождении (27,3 %). Залежь в основном разбурена, из проектного фонда 18 скважин на залежь пробурено 14. Средний дебит скважин по нефти составляет 13,9 т/сут, по жидкости - 16,2 т/сут.
Выработка составила 16,4 %, при средней обводненности 5,3 %. Для разработки залежи нефти пласта Т1 проектом предусмотрено использование новых технологий - бурение горизонтальных скважин. Фактически пробурено три горизонтальные скважины, по которым получены дебиты нефти в 2- 3 раза выше чем по вертикальным (10,8 т/сут). В трех скважинах проведено радиальное бурение.
Радаевский объект - пласты Мл1-2 введен в разработку в апреле 2001 г одной скважиной. Доля запасов пластов Мл составляет 0,5 % от общих. В настоящее время введено в разработку еще шесть скважин. Скважины работают со средним дебитом по нефти 14,5 т/сут, по жидкости - 14,7 т/сут. Выработка составляет 15,8 %, при обводненности 1,2 %.
Бобриковский объект - пласт Бб2, является наиболее продуктивным. Продуктивность пласта Бб2 составляет 50,4 т/(ст·МПа), выработка - 69,3 %, при обводненности 26,2 %. Залежь пласта Бб2 небольших размеров разбурена полностью. Разработка осуществляется пятью добывающими и одной нагнетател ьной скважинами.
Бобриковский объект - пласт Бб1 разрабатывается с 2001 г. Доля запасов пласта составляет 15,5 % от общих. Выработка составляет 23,1 % от НИЗ, при обводненности 13,9 %. Из проектного фонда 1 на залежь пробурено 5 скважин из 11. В эксплуатации залежи находится восемь добывающих скважин. Средний дебит нефти составляет 20,7 т/сут, дебит жидкости - 23,9 т/сут.
Таблица 1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Трифоновского месторождения
Тульский объект - пласт Тл2-6разрабатывается с 2002 г. двумя скважинам и. Средний дебит нефти составляет 12,2 т/сут. Обводненность 1,4%. Выработка составляет 17,5 % от НИЗ. В настоящее время продолжается бурение проектного фонда скважин.
Тульский объект пласт Тл2-аявляется наиболее крупным по запасам (39,3 %). Залежь разрабатывается с растущей годовой добычей нефти. Максимальная годовая добыча нефти (68,3 тыс. т) получена в 2008 г. при темпе отбора - 3,6 %. Обводненность за весь период разработки находилась на уровне 2,0...7,0%. Тульский объект разрабатывается при упруго-водонапорном режиме. Добывающий фонд составляет 10 скважин.
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: Ново-Запрудненское