Разработка нефтяных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

• СОДЕРЖАНИЕ
• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
• 2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
• 2.1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ. СТРАТИГРАФИЯ И ЛИТОЛОГИЯ ОСАДОЧНОГО РАЗРЕЗА
• 2.2 ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
• 2.3 ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ, ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД И ПОКРЫШЕК
• 2.4 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОД
• 2.5 ЗАПАСЫ НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
• 3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМОЙ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ
• 3.1 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
• 3.2 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
• 3.3 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО ЭТАПА РАЗРАБОТКИ, ПРОВОДИМЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ
• 3.4 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
• 4. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
• 4.1 СКВАЖИНА 46
• 4.2 СКВАЖИНА 38
• 4.3 ПРОГНОЗ ДОСТИЖЕНИЯ КОНЕЧНОГО КИН
• 5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА
• 5.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГПО «БЕЛОРУСНЕФТЬ»
• 5.2 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА НГДУ «РЕЧИЦАНЕФТЬ»
• 5.3 МЕТОДИКА РАСЧЕТА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА
• 5.4 ВЫВОД
• 6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
• 6.1 ВВЕДЕНИЕ
• 6.2 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ТРУДА НА ПРЕДПРИЯТИ
• 6.2.1 ОПИСАНИЕ РАБОЧЕГО МЕСТА
• 6.2.2 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАБОЧЕМ МЕСТЕ
• 6.2.3 ОПАСНЫЕ И ВРЕДНЫЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ФАКТОРЫ
• 6.2.3.1 ТОКСИЧНЫЕ ВЕЩЕСТВА
• 6.2.3.2 МЕТЕОУСЛОВИЯ НА РАБОЧИХ МЕСТАХ, ИХ ОСОБЕННОСТИ
• 6.2.3.3 ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОСВЕЩЕНИЕ
• 6.2.3.4 ШУМ И ВИБРАЦИЯ
• 6.2.3.5 ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ
• 6.2.4 ФАКТОРЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПРОЦЕССА: ТЯЖЕСТЬ И НАПРЯЖЕННОСТЬ ТРУДА
• 6.3 ВЫПОЛНЕНИЕ САНИТАРНЫХ И ПРОТИВОПОЖАРНЫХ НОРМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
• 6.4 ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОЖАРНОЙ И ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
• 6.5 СРЕДСТВА ИНДИВИДУАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ РАБОТАЮЩИХ
• 6.6 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА. ПОКАЗАТЕЛИ ОЦЕНКИ УСЛОВИЙ ТРУДА НА РАБОЧЕМ МЕСТЕ
• 6.7 КОМПЛЕКС МЕР ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
• 6.7.1 ЗАЩИТА АТМОСФЕРЫ ОТ ВРЕДНЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ
• 6.7.2 ЗАЩИТА ВОДНОГО БАССЕЙНА ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЙ
• 6.8 ИНЖЕНЕРНЫЙ РАСЧЕТ СИСТЕМЫ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ КОМПЛЕКТНОЙ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ (КТП)
• 6.9 ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
• ВВЕДЕНИЕ
• Дубровское месторождение было введено в пробную эксплуатацию в 1980 г. в соответствии с “Проектом пробной эксплуатации”, составленным в том же 1980 году. С 1985 г. месторождение находится в промышленной разработке.
• Объектами разработки на месторождении являются залежи нефти задонско-елецкого, семилукского горизонтов и лебедянского горизонта (Елизаровский и Дубровский участки). Таким образом, в общей сложности на месторождении есть 4 объекта разработки.
• В данной работе будет рассматриваться исключительно задонско-елецкая залежь, так как она является основным объектом разработки на месторождении.
• С 1985 г. месторождение разрабатывалось в соответствии с «Технологической схемой», составленной в 1984 г., затем по «Проекту разработки» 1994 года и уточненного в 2001 году в «Дополнении к проекту разработки», где технологические показатели были приняты на период 2001-2005 гг. В 2006 г. в рамках «Авторского надзора» были рассчитаны проектные показатели добычи и плана буровых работ на 2007-2009 гг. только по залежам нефти елецко-задонского и семилукского горизонтов.
• В 2007-2008 годах в результате проведения сейсмических работ 3D по семилукской и внутрисолевой (Елизаровский участок) залежам и переинтерпретации материалов ГИС по задонско-елецкой и внутрисолевой (Дубровский участок) залежам, были пересчитаны запасы нефти, которые и были положены в основу нового проектного документа -- «Уточненного проекта разработки Дубровского месторождения», составленного в 2009 году.
• 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
• В административном отношении Дубровское месторождение находится в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь (рисунок 1.1).
• Ближайшими промышленными центрами являются города Речица, Светлогорск, Гомель, расположенные, соответственно, в 30, 40 и 70 км, с железнодорожными узловыми станциями и речным портом в городе Речица.
• В орографическом отношении территория месторождения представляет собой всхолмленную равнину, слегка наклоненную в сторону р. Днепр. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +120 м до +162 м. Повышенные участки (около 70% территории) покрыты сосновым и лиственным лесом.
• Гидрографическая сеть развита слабо. Самая крупная ближайшая река - Днепр и ее притоки. Широко развита сеть мелиоративных каналов и небольших водоемов.
• Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +7 °С. Среднегодовое количество осадков 550-650 мм. Глубина промерзания грунта 0,8-0,9 м.
• В экономическом отношении район преимущественно сельскохозяйственный. Промышленные предприятия сосредоточены в городах: Гомеле, Мозыре, Речице, Светлогорске.
• Национальный состав населения разнообразный.
• Сбор и транспортировка нефти осуществляются по герметизированной системе через узел подготовки нефти на Новополоцкий нефтеперерабатывающий завод, после чего товарная нефть сдается в нефтепровод Дружба. Попутный газ утилизируется на Белорусском газоперерабатывающем заводе в городе Речица.
• Из полезных ископаемых местного значения имеются строительные пески, глины и торф.
• Дубровская структура выявлена в 1976 году по поверхности подсолевых отложений в результате сейсморазведочных работ, проводимых трестом “Белоруснефтегеофизика”.
• Дубровское месторождение открыто РУП ПО Белоруснефть в 1979 году, скважиной 1, в которой получен приток нефти из карбонатных отложений семилукского горизонта.
• В феврале 1980 года в скважине 3 получен приток нефти из межсолевых отложений.
• В июне 1989 года в скважине 27 получен приток нефти с буровым раствором из лебедянских отложений.
• В пробной эксплуатации месторождение находилось с января 1980 года, в промышленную разработку введено в июле 1985 года.
• За время эксплуатации месторождения по состоянию на 01.01.09 г. добыто:
• по внутрисолевым залежам - 18 тыс. т;
• по елецко-задонской залежи - 1582 тыс. т;
• по семилукской залежи - 210 тыс. т.
• Рис. 1.1. Схема расположения месторождений нефти Беларуси
• 2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
• 2.1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ. СТРАТИГРАФИЯ И ЛИТОЛОГИЯ ОСАДОЧНОГО РАЗРЕЗА
• В геологическом строении месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяются ряд толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижняя соленосная, межсолевая, верхние соленосные (галитовая и глинисто-галитовая) и надсолевая.
• Породы кристаллического фундамента вскрыты скважиной 1 и представлены гнейсами, гранодиоритами, гранито-гнейсами. Вскрытая толщина 2,0 м.
• Подсолевая терригенная толща сложена отложениями верхнего протерозоя, среднего девона и ланским горизонтом среднего отдела девонской системы. Залегают отложения с угловым и стратиграфическим несогласием непосредственно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически толща представлена переслаиванием пестроцветных разнозернистых песчаников и алевролитов различной сцементированности, пестроцветными глинами с подчиненными прослоями песчаников и ангидритов, глинистых доломитов и доломитовых мергелей. Вскрытая толщина подсолевых терригенных отложений 371 м (скв. 1).
• Подсолевая карбонатная толща включает отложения саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского горизонтов и кустовницких слоев евлановского горизонта верхнего девона. Нефтенасыщенными являются породы семилукского горизонта.
• Саргаевский горизонт согласно залегает на поверхности ланских отложений и представлен доломитами и известняками серыми, микрозернистыми, плотными, крепкими, массивными в разной степени глинистыми, трещинными с прослоями мергелей. Толщина горизонта изменяется от 36 м (скв. 16) до 46 м (скв. 36).
• Отложения семилукского горизонта залегают согласно на саргаевских отложениях и сложены преимущественно доломитами серыми, плотными, крепкими, массивными, с прослоями доломитов пористых, кавернозных, трещинных. Толщина отложений от 18,5 м (скв. 36) до 27 м (скв. 7).
• Речицкий горизонт залегает несогласно и представлен глинисто-карбонатными породами - пестроцветными глинами и мергелями с прослоями глинистых известняков и глинистых доломитов. Породы плотные, средней крепости. Толщина горизонта изменяется от 3,5 м (скв. 30) до 35 м (скв. 13).
• Воронежские отложения залегают на размытой поверхности речицкого горизонта и сложены карбонатными породами. В разрезе преобладают известняки серые, массивные, плотные, микрозернистые, трещинные. Встречаются доломиты темно-серые, массивные, плотные, крепкие, местами слабоглинистые за счет микропрожилок глин. Вскрытая толщина изменяется от 35 м (скв. 30) до 91 м (скв. 13).
• Евлановский горизонт (кустовницкие слои) сложен ритмичным переслаиванием глин, мергелей, глинистых известняков, доломитов. Толщина кустовницких слоев от 40 м (скв. 1) до 48 м (скв. 13).
• Нижнесоленосная толща представлена нерасчлененными отложениями евлановского (анисимовские слои) и ливенского горизонтов. Литологически толща сложена каменной солью с включениями и прослоями глин, мергелей, известняков, ангидритов и доломитов. Толщина отложений изменяется от 342 м (скв. 36) до 552 м (скв. 13).
• Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов согласно залегает на ливенских отложениях.
• Домановичский горизонт представлен мергелями темно-серыми доломитисто-известковистыми, мелкокристаллическими. Вскрытая толщина изменяется от 18 м (скв. 1) до 45 м (скв. 16).
• Отложения задонского горизонта несогласно залегают на домановичских отложениях и представлены, в основном, известняками доломитистыми, серыми, органогенными, плотными, тонкослоистыми с микровыпотами темно-коричневой нефти по микротрещинам. Реже доломитами коричневато-серыми, плотными, кавернозными, средней крепости. Толщина горизонта изменяется от 111 м (скв. 1) до 187 м (скв. 13).
• Породы елецкого горизонта несогласно залегают на задонских отложениях. Литологически елецкий горизонт сложен известняками коричневато-серыми, мелкозернистыми, массивными, доломитизированными, кавернозными, трещинными. По трещинам и кавернам выпоты светло-коричневой нефти. Реже встречаются доломиты коричневато-серые, глинистые, участками известковистые, микро-мелкозернистые, массивные, плотные.
• С отложениями елецкого горизонта связана промышленная нефтеносность месторождения. Толщина елецких отложений колеблется от 45 м (скв. 9) до 265 м (скв. 4) (таблицы 2.2, 2.3).
• Отложения петриковского горизонта несогласно залегают на елецких отложениях и представлены чередованием мергелей и известняков. Мергель темно-серый, плотный, крепкий, местами переходящий в глинистый известняк. Известняк темно-коричневый, микрозернистый плотный, крепкий, местами доломитистый. Толщина петриковского горизонта изменяется в широком диапазоне: от 8,5 м (скв. 18) до 82 м (скв. 13).
• Верхнесоленосные образования состоят из двух толщ: галитовой и глинисто-галитовой, и объединяют отложения лебедянского, оресского, стрешинского и нижнеполесского горизонтов.
• Галитовая толща сложена каменными солями с прослоями мергелей, доломитов, известняков, ангидритов. Нефтеносность связана с внутрисолевым прослоем известняков ангидритизированных светло-серых, плотных, крепких, перемятых, с трещинами произвольного ориентирования. Отмечается множество каверн, на отдельных образцах керна отмечены незначительные выпоты нефти из микропор. Толщина галитовой толщи изменяется от 607 м (скв. 30) до 808 м (скв. 12).
• Глинисто-галитовая толща представлена чередованием пластов каменной соли с глинисто-карбонатными породами: мергелями, глинами, реже доломитами и ангидритами. Толщина глинисто-галитовой толщи изменяется от 784 м (скв. 24) до 1257 м (скв. 18).
• Надсолевая толща включает образования девонской (полесский горизонт), каменноугольной, пермской системы палеозойской эратемы; триасовой, юрской и меловой систем мезозойской эратемы; палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской эратемы. Представлена толща терригенно-карбонатными породами: глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, реже известняками, доломитами и гипсом; писчим мелом с обуглившимися растительными остатками и обломками кремня. Ледниковыми и водноледниковыми образованиями: песками, песчано-гравийными отложениями, супесями, суглинками, торфом, алевролитами и песчаниками. Общая толщина надсолевых отложений изменяется от 979 м (скв. 4) до 1418 м (скв. 24).
• 2.2 ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
• Дубровское месторождение приурочено к одноименной структуре и расположено между Речицко-Вишанской и Первомайской зонами поднятий, в свою очередь относящихся к Северной тектонической зоне Припятского прогиба.
• По поверхности межсолевых отложений Дубровское месторождение представляет собой брахиантиклиналь, осложненную с юго-запада и юго-востока нарушениями, прослеживающимися из подсолевых отложений, со значительно меньшей амплитудой (30-70м) (рисунок 2.2).
• Межсолевая залежь Дубровского месторождения в плане не совпадает с подсолевой залежью.
• Промышленная нефтеносность Дубровского месторождения связана с карбонатными коллекторами внутрисолевого прослоя лебедянского, задонско-елецкого и семилукского горизонтов.
• Задонско-елецкая залежь нефти вскрыта и опробована 34 скважинами. При испытании в эксплуатационной колонне получены притоки нефти дебитами от 0,624 м3/сут (скв. 4) до 716,39 м3/сут (скв. 34) (рисунок 2.1).
• Залежь нефти массивная, сводовая, тектонически ограниченная с юга и запада, литологически - с востока, с севера ограничена контуром нефтеносности. Размеры залежи: 2,2 км х 2,5 км, высота 150м.
• Условный ВНК принят на абсолютной отметке -2873м по данным ГИС в скважинах 3, 4, 6, 7, 8 и утвержден ГКЗ в 1985 году.
• 2.3 ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ, ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД И ПОКРЫШЕК
• Для определения различных петрофизических параметров задонско-елецкой залежи из межсолевых отложений отобрано 957 образцов.
• На отобранных образцах в лабораторных условиях изучался комплекс физических свойств, включающий в себя определения объемной и минералогической плотности, полной емкости по Мельчеру, открытой - по Преображенскому, полной и открытой емкости кавернозных образцов по Котяхову, карбонатности - методом Щербины, проницаемости - по газу на приборе ГК-5, остаточной водонасыщенности - методом центрифугирования.
• Емкостная характеристика по методу Котяхова определена на 37 образцах межсолевых отложений.
• По межсолевым отложениям Дубровского месторождения с отбором керна пройдено 993,9 м, вынос керна составляет 58,4%, освещенность керном нефтенасыщенных пластов - 59,9%.
• Полная пористость известняков межсолевых отложений составляет 5,0%, открытая - 3,7%. Абсолютная пористость доломитовых разностей составляет 7,8%, открытая - 6,2%. Без учета литологии полная пористость равна 5,6%, открытая - 4,2%.
• Средние величины полной емкости каверн и пор и полной емкости каверн, пород межсолевых отложений равны 10,8% и 5,26%, а открытой емкости - соответственно, 10,04% и 4,88%. Отношение полной емкости каверн к полной емкости каверн и пор для межсолевых пород составляет 0,49.
• По задонско-елецкой залежи поровая проницаемость нефтенасыщенной части продуктивного пласта, определенного методом Преображенского, исследовалась на 136 образцах. Эта величина изменяется от 0,0000033 мкм2 до 0,1463 мкм2, и в среднем составляет 0,006056 мкм2. Трещинная проницаемость нефтенасыщенной части продуктивного пласта колеблется от 0,0000754 мкм2 до 0,00185 мкм2 при среднем значении 0,000586 мкм2 (10 определений).
• Относительная проницаемость пористой среды, определенная по методу Котяхова, изменяется от 0,0000053 мкм2 до 0,044 мкм2 и в среднем составляет 0,006816 мкм2 (12 определений).
• Продуктивными являются отложения задонского и елецкого горизонтов. Коллекторами служат доломиты и известняки в различной степени пористые, кавернозные и трещинные. Емкостью в них являются поры и каверны, а фильтрация происходит по межзерновым каналам, кавернам и трещинам.
• Тип коллектора задонско-елецкой залежи - порово-каверново-трещинный.
• Пласты-коллекторы в залежи имеют непрерывное распространение по всей площади и характеризуются коэффициентом расчлененности равным 15,3 доли ед. и коэффициентом песчанистости равным 0,379 доли ед. (таблица 2.4).
• Эффективная нефтенасыщенная толщина, выделенная по ГИС, колеблется от 6,2 м (скв. 4) до 101 м (скв. 26) (рисунок 2.2). Средневзвешенная толщина по нефтяной зоне составляет 35,3 м, средневзвешенная открытая пористость - 6,9%, нефтенасыщенность - 81,4% (таблица 2.5).
• Фильтрационные характеристики елецко-задонской залежи получены по данным гидродинамических исследований скважин 3, 6, 7, 8, 15, 20, 21, 24, 25, 26, 31, 33 и 34. Проницаемость пород, определенная в этих скважинах, варьируется от 0,001305 мкм2 до 0,2039 мкм2 и в среднем составляет 0,0264 мкм2 (82 определения). Для полной характеристики фильтрационных свойств продуктивного пласта определены также коэффициент продуктивности (87,93), гидропроводность (58,61), пьезопроводность (1854,03).
• Приведенные данные свидетельствуют о высоких фильтрационных свойствах пластов-коллекторов, что подтверждалось высокими дебитами скважин.
• 2.4 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ
• Пластовая нефть задонско-елецкой залежи исследована 15 глубинными пробами из скважин 3, 6, 8. Давление насыщения нефти газом изменяется от 10,33 МПа до 12,58 МПа при среднем по залежи значении - 11,41 МПа, газосодержание нефти изменяется от 122,40 м3/т до 146,70 м3/т, среднее по залежи значение составило - 131,17 м3/т (таблица 2.6).
• Физико-химические свойства дегазированной нефти определены по 26 пробам из скважин 3, 4, 6, 7, 8, 15, 21, 24, 33, 38, 40, 41, 42, 45. Согласно СТБ ГОСТ Р 51858-2002, нефть является малосернистой (0,15% массовых) и относится к 1-му классу, по плотности нефть является легкой (842,9 кг/м3) и относится к 1-му типу. Содержание парафина составляет 5,77 % массовых, выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 300оС - 44,5 % объемных. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет 6,87 % массовых, т.е. нефть является смолистой (таблица 2.7).
• В составе газа стандартной сепарации содержится 0,619 % объемных неуглеводородных компонентов (азота, углекислого газа). Газ относится к жирным, содержание углеводородов С3+высш. составляет 560 г/м3 (таблица 2.8).
• Пластовые воды карбонатных отложений межсолевой залежи Дубровского месторождения являются высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа. Значения общих показателей химического состава (минерализация, плотность, реакция среды), а также содержания основных компонентов приведены в таблице 2.1.
• Таблица 2.1
• Показатели химического состава пластовых вод

Наименование показателей	Количество исследованных	Содержание, мг/л
	скважин	проб	диапазон изменения	среднее значение
Хлориды	12	26	169186,7-237582,0	213107,1
Сульфаты	12	26	55,55-697,49	336,66
Гидрокарбонаты	12	26	0-1198,65	511,62
Кальций	12	26	50601,0-72286,2	60730,03
Магний	12	26	712,0-11920,0	5987,88
Натрий + калий	12	26	42930,2-76265,7	58070,67
Аммоний	12	26	420,50-1059,00	855,37
Йод	12	26	12,84-51,40	29,35
рН	12	26	5,10 -7,50	6,20
Плотность, г/см3	12	26	1,190-1,252	1,238
Минерализация, г/л	12	26	274,90-380,75	341,93

• Динамическая вязкость рассолов в начальных пластовых условиях, рассчитанная по уравнениям А.В. Кудельского и др. (1985 г.), составляет 0,6443-1,0286 мПа·с (в среднем 0,8167 мПа·с) по межсолевой залежи.
• При снижении давления и температуры в стволах добывающих скважин и на промысловом оборудовании из пластовых рассолов может осаждаться галит. При смешении рассолов с технологическими водами, имеющими высокие концентрации сульфатов и гидрокарбонатов, может осаждаться гипс, ангидрит, кальцит и, реже, доломит.
• В настоящее время на большей части межсолевой залежи получают попутные воды плотностью 1,15-1,19 г/см3. Состав попутной воды определяется главным образом закачиваемыми водами. Лишь в скважине 23s2 получают попутные воды плотностью до 1,25 г/см3. Состав попутно добываемой воды здесь формируется преимущественно за счет пластовых рассолов. В скважину проводятся подливы пресной воды с целью борьбы с солеотложением.
• 2.5 ЗАПАСЫ НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
• Впервые запасы нефти и растворенного газа Дубровского месторождения были подсчитаны институтом УкрГИПРОНИИнефть по состоянию на 01.01.83 г. и утверждены ГКЗ СССР в 1985 г. по категории С1 в количестве 4220 тыс. т геологических и 1744 тыс. т извлекаемых (из них по задонско-елецкой залежи соответственно 3299 тыс. т и 1320 тыс. т при коэффициенте извлечения 0,4).
• На основе утвержденных запасов лабораторией разработки УкрГИПРОНИИнефть в 1985 году составлена схема разработки Дубровского месторождения.
• На 01.01.1993 года технологическая схема разработки была реализована. К этому времени на месторождении пробурили 27 скважин. Вновь полученные данные уточнили строение месторождения, площади залежей оказались существенно меньше ранее принятых.
• На 01.01.93 г. запасы нефти Дубровского месторождения были пересчитаны и на 01.01.95 г. приняты на баланс по задонско-елецкой залежи в количестве 2737 тыс. т геологических и 1095 тыс. т извлекаемых запасов по категории В.
• За период с 1994 г. по 1998 г. на месторождении пробурено 7 эксплуатационных скважин на задонско-елецкую залежь. В связи с этим отделом подсчета запасов БелНИПИнефть был произведен пересчет запасов по состоянию на 01.01.99 г.
• По задонско-елецкой залежи геологические и извлекаемые запасы, в результате пересчета, по сравнению с утвержденными в ГКЗ увеличились на 5% и составили 3478 тыс. т геологических и 1391 тыс. т извлекаемых, при ранее утвержденном КИН равном 0,4. Прирост запасов произошел за счет увеличения эффективной нефтенасыщенной толщины на 33%.
• В 2001 году отделом подсчета запасов БелНИПИнефть был уточнен коэффициент нефтеизвлечения по задонско-елецкой залежи. Анализ расчётных величин КИН, определённых четырьмя различными способами, показал их практическую сходимость и позволил рекомендовать для задонско-елецкой залежи КИН = 0,476. Поскольку коэффициент вытеснения из образца с пористостью 9% (средневзвешенная пористость по залежи всего 6,5%) при пятикратной промывке его водой (для залежи это более чем 38 млн. м3 воды) составил всего 0,55, а коэффициент охвата при таком неоднородном строении коллектора массивной залежи вряд ли может быть оценен более чем 0,75. Таким образом, начальные извлекаемые запасы нефти категории B по задонско-елецкой залежи составили 1656 тыс. т, а извлекаемые запасы растворённого в нефти газа -- 214 млн. м3.
• В 2007-2008 годах отделом подсчета запасов Упргеологии была проведена переинтерпретация материалов ГИС. На основании этих данных было уточнено строение задонско-елецкой залежи и пересчитаны ее запасы.
• На 01.01.09 г. приняты на баланс пересчитанные запасы нефти по задонско-елецкой залежи в количестве: 3941 тыс. т геологических и 1876 тыс. т извлекаемых по категории В (при утвержденном КИН = 0,476).
• Подсчетные параметры и запасы нефти по задонско-елецкой залежи Дубровского месторождения приведены в таблице 2.9.
• Таблица 2.2
• Глубины, отметки и толщины продуктивных горизонтов по скважинам

№скв.	Горизонт	Стратиграфические границы пласта	Границы проницаемых прослоев	Принятое положение ВНК, м
		Кровля, м	Подошва, м	Кровля, м	Подошва, м	Эффективная толщина, м
		глубина	абс.отм.	глубина	абс.отм.	глубина	абс.отм.	глубина	абс.отм.	общая	нефтена-сыщенная	водона-сыщенная	глубина	абс.отм.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
3	el	2919,5	-2765	3077	-2922,3	2970,4	-2816	3073	-2918,3	75,5	37,5	38,4	3027,7	-2873
4	el	2964	-2799,4	3199,5	-3034,8	2988,6	-2824	3189,8	-3025,1	40,6	6,2	34,4	3037,7	-2873
6	el	2890	-2736	3106,5	2952,8	2903,2	-2750	3106,2	-2952,6	156	93,6	62,4	3026,2	-2873
7	el	2911,5	-2738	3103	-2926	2958,2	-2784	3049	-2873	73,4	53,6	19,8	3049	-2873
7s2	el	2900	-2710,5	2977	-2776,8	2928,2	-2734,6	2973	-2772,3	11	11	-	3073,2	-2873
8	el	2911	-2756	3148	-2990,7	2924,2	-2769	3148	-2990,7	107,4	67,8	39,6	3028,4	-2873
15	el	2851	-2699	3057	-2904,7	2874,4	-2722	3044,4	-2892,2	60,6	54,3	6,3	3025,1	-2873
17	el	2991	-2787	3130	-2922,7	3009	-2804,3	3107,4	-2900,2	42,9	26,7	16,2	3079,4	-2873
20	el	2953	-2767	3115	-2927,8	2980,8	-2794,6	3104	-2916,8	39,3	25,3	14	3059,9	-2873
21	el	2910	-2751	3090	-2929,7	2920,4	-2761	3075	-2914,7	71,9	51,9	20	3033,1	-2873
22	el	2920	-2749	3095	-2919,9	2953,4	-2780,7	3074,8	-2899,7	91,2	69,6	21,6	3047,9	-2873
23	el	2904	-2731	3072	-2889	2916,1	-2743,3	3071,8	-2888,8	31,7	28,7	3	3053,8	-2873
23s2	el	2918	-2735,3	2999	-2811,6	2969,8	-2783,2	2994,5	-2807,1	9,2	9,2	-	3060,4	-2873
24	el	2938,5	-2758	3115	-2933,8	2961,4	-2780	3110,2	-2929	51,1	34,3	16,8	3054,1	-2873
25	el	2906	-2748	3094	-2936	2928,4	-2771	3086,4	-2928,4	96,8	62,8	34	3031	-2873
26	el	2873	-2706,3	3105	-2936	2895,2	-2728,3	3091,4	-2922,5	113,2	101	12,2	3041,2	-2873
27	el	2896	-2743	3084	-2930,6	2924,8	-2771,8	3055	-2901,6	61,8	57,4	4,4	3026,2	-2873
31	el	2938	-2764	3130	-2952,8	2981,6	-2807	3124	-2946,8	82,4	27,4	55	3048,6	-2873
31s2	el	2959	-2755,5	3001	-2793,2	2994	-2786,3	2999,2	-2791,4	5,2	5,2	-	3081,2	-2873
33	el	2912,5	-2732	3095	-2907,4	2930,2	-2749	3047,8	-2861	92	92	-	3060,2	-2873
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
34	el	2898	-2721,6	3094	-2909,5	2907	-2730,5	3088,8	-2904,8	79,8	77,6	2,2	3053,9	-2873
34s2	el	2920	-2721,4	2968	-2765,9	2923,9	-2724,6	2968	-2766	7	7	-	3076	-2873
35	el	2940	-2763,3	3110	-2925	2964,2	-2786	3104,4	-2919,4	64,4	30	34,4	3055,9	-2873
38	el	2890	-2722	3055	-2886,8	2906,9	-2739	3045,1	-2876,9	94,8	92,8	2	3041,2	-2873
39	el	2917	-2723,7	3107	-2911,9	2939	-2746,4	3102,2	-2907,1	114,1	89,7	24,4	3067,9	-2873
40	el	2877	-2708,1	3046	-2875,6	2893,6	-2724,5	3037	-2866,6	87,4	87,4	-	3043,4	-2873
41	el	2957	-2762,8	3160	-2948,2	2982,4	-2786	3054	-2851,9	42,6	42,6	-	3077,1	-2873
41s2	el	3015,5	-2804,8	3066	-2851,6	3030,6	-2817	3062	-2847,6	14	14	-	3088,2	-2873
42	el	2892	-2724,8	3032	-2864,7	2906	-2738,7	3021,4	-2854,1	60,4	60,4	-	3040,3	-2873
43	el	2866	-2705,1	3051	-2889	2890,6	-2730	3021,8	-2860	73,8	73,8	-	3035	-2873
43s2	el	2897	-2715	3059	-2843,3	2924,5	-2736,1	3056,2	-2838	66,8	66,8	-	3088,7	-2873
43s3	el	2886	-2713,5	2940	-2765,2	2907,8	-2733,9	2939	-2764,2	10,7	10,7	-	3044,6	-2873
45	el	3029	-2746,2	3158	-2868	3064,6	-2779,5	3146,6	-2856,6	57,2	57,2	-	3163	-2873
46	el	2938,5	-2746,4	3064	-2871,5	2953,4	-2761,3	3061	-2868,5	60,6	60,6	-	3065,5	-2873

• Таблица 2.3
• Характеристика толщин продуктивных горизонтов

Толщина	Наименование	По пласту в целом
Елецкий горизонт
Общая	Средняя, м	174,6
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,08
	Интервал изменения, м	121,8 - 235,4
Нефтенасыщенная	Средняя, м	56,5
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,45
	Интервал изменения, м	6,2 - 101,0
Водонасыщенная	Средняя, м	23
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,73
	Интервал изменения, м	2,0 - 62,4

• Таблица 2.4
• Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов

Горизонт, блок	Количество скважин, используемых для определения	Коэффициент песчанистости, доли ед.	Коэффициент расчлененности
		среднее значение	коэффициент вариации	среднее значение	коэффициент вариации
Елецкий	34	0,379	0,44	15,3	0,41

• Таблица 2.5
• Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности

Метод определения	Наименование	Проницаемость, мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтенасыщенность, доли ед.
Елецкий горизонт
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	10	10
	Количество определений, шт.	136	268
	Среднее значение	0,006056	0,05
	Коэффициент вариации, доли ед.	3,33	0,606
	Интервал изменения	0,0000033-0,1463	0,006-0,165
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.		27	27
	Количество определений, шт.		27	27
	Среднее значение		0,069	0,814
	Коэффициент вариации, доли ед.		0,139	0,0608
	Интервал изменения		0,047-0,078	0,672-0,825
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт.	14
	Количество определений, шт.	82
	Среднее значение	0,0264
	Коэффициент вариации, доли ед.	1,427
	Интервал изменения	0,001305-0,2039
Принятые при проектировании	0,0264	0,069	0,814

• Таблица 2.6
• Свойства пластовой нефти задонско-елецкой залежи (скв. 3, 6, 8)

Наименование	Пласт елецкий
	количество исследованных	диапазон изменения	среднее значение
	скв.	проб
1	2	3	4	5
Давление насыщения, МПа	3	15	10,33-12,58	11,41
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	3	15	122,40-146,70	131,17
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.	3	15	1,334-1,417	1,364
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т:	3	15
Р= 0,48 МПа t = 20оС				96,47
Р= 0,31 МПа t = 20оС				2,00
Р= 0.17 МПа t = 20оС				1,99
Р= 0,02 МПа t = 20оС				5,55
Р= 0,02 МПа t = 50оС				7,00
Суммарное газосодержание, м3/т			105,45-126,38	113,00
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	3	15	1,285-1,365	1,314
Плотность пластовой нефти, г/см3:
при 29.41 МПа	3	15	0,686-0,731	0,718
при давлении насыщения	3	15	0,670-0,707	0,694
Вязкость пластовой нефти, мПа•с:
при 29.41 МПа	3	10	0,69-1,06	0,85
при давлении насыщения	3	10	0,56-0,91	0,73
Температура насыщения парафином, оС				не опр.

• Таблица 2.7
• Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти задонско-елецкой залежи (скв. 3, 4, 6, 7, 8, 15, 21, 24, 33, 38, 40, 41, 42, 45)

Наименование	Пласт елецкий
	количество исследованных	диапазон изменения	среднее значение
	скв.	проб
1	2	3	4	5
Плотность при 20oС, кг/м3	14	26	832,5-854,9	842,9
Вязкость динамическая, мПа•с:
при 20oС	11	22	6,87-27,25	16,32
при 50oС	14	26	3,31-6,15	4,19
Вязкость кинематическая, мм2/с:
при 20oС	11	22	8,25-32,40	19,39
при 50oС	14	26	4,02-7,37	5,09
Температура застывания ,oС	14	25	-14 - +19
Массовое содержание, %:
- серы	12	24	0,09-0,24	0,15
- асфальтенов	14	26	0,18-2,64	0,60
- смол силикагелевых	14	26	2,39-10,53	6,27
- парафинов	14	26	4,18-7,86	5,77
- воды				не опр.
- механических примесей				не опр.
Температура плавления парафина,oС	14	26	40-63	56
Объемный выход фракций, %:
н.к.-100oС	13	25	1,0-10,0	5,5
до 150oС	13	25	7,0-19,0	14,5
до 200oС	13	25	15,0-27,5	23,5
до 300oС	13	25	37,0-48,0	44,5
Классификация нефти	СТБ ГОСТ Р 51858-2002

• месторождение нефть разработка литология
• Таблица 2.8
• Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти задонско-елецкой залежи (скв. 3, 6, 8)

Наименование	Пласт елецкий
	при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
	нефть	выделив-шийся газ	нефть	выделив- шийся газ
	% мольные
1	2	3	4	5	6
Азот + редкие	0,000	0,598	0,000	0,638	0,305
Углекислый газ	0,000	0,021	0,000	0,023	0,011
Метан	0,281	55,315	0,006	59,171	28,345
Этан	0,655	18,385	0,510	19,688	9,697
Пропан	1,996	14,862	3,632	13,913	8,557
Изобутан	0,860	2,444	1,571	1,773	1,668
Н-бутан	2,447	4,901	4,176	3,180	3,699
Изопентан	1,782	1,365	2,394	0,672	1,569
Н-пентан	2,011	1,137	2,521	0,526	1,565
Гексаны	3,722	0,972	3,877	0,416	2,141
Остаток (С7 + высшие)	86,216	0,000	81,313	0,000	42,443
Всего:	99,970	100,000	100,000	100,000	100,000
Молярная масса, г/моль	203,6	28,150	195,210	25,880	114,1
Плотность при 20 оС:
- газа, кг/м3		1,1697		1,0754
- газа относительная (по воздуху)		0,9707		0,8924
- нефти, кг/м3	842,9		835,2		718,0
Объемный коэффициент				1,314	1,364
Газосодержание, м3/т					131,17
Газовый фактор, м3/т			113,00

• Таблица 2.9
• Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти задонско-елецкой залежи

Горизонт, блок

Кате-гория запа-сов

Пло-щадь нефте-носно-сти, тыс.м2

Средне-взвешен. нефтена-сыщенная толщина,м

Коэффициенты, доли ед.

Плотность нефти, кг/м3

Коэффи-циент извлече-ния нефти, доли ед.

Газосо-держа-ние пласт, нефти, м3/т

Начальные запасы нефти, тыс. т

Добыча нефти на 01.01.09г., тыс. т

Остаточные запасы нефти, тыс. т

откры-той порис-тости

нефте-насы-щен-ности

пере-счет-ный

геоло-гичес-кие

извле-кае-мые

геоло-гичес-ские

извле-кае-мые

Принятые на 01.01.09 г.

елецкий

В

3140

35,3

0,069

0,814

0,75

0,844

0,476

111

3941

1876

1581,8

2359,2

294,2


• Рис. 2.1. Схематический геолого-промысловый профиль через скважины: 35-39-6-43s3-34s2-45

• Рис. 2.2. Структурная карта кровли елецкого резервуара
• 3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМОЙ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ
• 3.1 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
• За весь период разработки елецко-задонского горизонта в добыче находилось 32 скважины, из которых 1 скважина возвращена с другого горизонта, 7 скважин - вторые стволы. В нагнетательном фонде всего находилось 5 скважин, из которых 1 была пробурена в качестве нагнетательной и ещё 4 скважины были переведены из добывающих. В процессе разработки 7 скважин было ликвидировано (6 - добывающих, 1 -нагнетательная). Характеристика фонда скважин представлена в таблице 3.1.
• Таблица 3.1
• Характеристика фонда скважин задонско-елецкой залежи на 01.01.2009

Наименование	Категория скважин	Количество скважин
1	2	3
Фонд добывающих скважин	Пробурено	24
	Возвращены с других горизонтов	1
	Новые стволы	7
	Всего	32
	В том числе:
	Действующие	13
	из них: - фонтанные	-
	- ЭЦН	9
	- ШГН	4
	- газлифт	-
	Бездействующие	1
	В освоении после бурения	1*
	В консервации	-
	Переведены под закачку	4
	Переведены на другие горизонты	1
	Ликвидированные	6
	Контрольные	6
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	1
	Возвращены с других горизонтов	-
	Переведены из добывающих	4
	Всего	5
	В том числе:
	Под закачкой	3
	Остановлены по технологии	1
	Бездействующие	-
	В освоении после бурения	-
	В консервации	-
	В отработке на нефть	-
	Переведены на другие горизонты	-
	Ликвидированные	1
	Контрольные	-

• * скв. 3 - в освоении (в ожидании оборудования)
• По состоянию на 01.01.2009 г. действующий добывающий фонд составляет 13 скважин. 9 скважин оборудованы ЭЦН (скв. 22, 24, 31s2, 33, 34s2, 38, 39, 45, 46), 4 - ШГН (скв. 6, 8, 23s2, 42), 6 скважин - контрольные (скв. 15, 25, 26, 40, 41s2, 43s3). Скв. 3 - в освоении, скв. 7s2 - в бездействии (в ожидании бурения нового ствола).
• Динамика фонда скважин за время разработки залежи представлена на рисунке 3.5.
• Распределение скважин по дебитам и обводнённости приведено в таблицах 3.2 и 3.3.
• Таблица 3.2
• Распределение фонда скважин по величине дебита жидкости на 01.01.09 г.

Дебит по жидкости, т/сут	Количество скважин	Номера скважин
1	2	3
до 10	4	6, 8, 23s2, 42
10-30	1	38
30-40	4	22, 31s2, 39, 46
40-50	3	24, 33, 34s2
50-60	-	-
60-70	1	45
более 70	-	- 45

• Таблица 3.3
• Распределение фонда скважин по величине обводненности на 01.01.09 г.

Обводненность, %	Количество скважин	Номера скважин
1	2	3
без воды	1	42
1-20	1	38
20-40	1	6
40-60	-	-
60-80	1	39
80-90	2	22, 46
90-99	7	8, 23s2, 24, 31s2, 33, 34s2, 45

• Проектная система разработки предусматривала разработку залежи на режиме вытеснения нефти водой, закачиваемой во внутриконтурные нагнетательные скважины. По состоянию на 01.01.09 г. разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления путём закачки воды в скважины 17, 20, 35 (скважина 21 - остановлена по технологии в марте 2007 г.).
• Общий фонд пробуренных скважин к 2005 г. меньше проектного на две скважины (не пробурены скв. 44 и скв. 47). Скв. 44 не пробурена из-за нецелесообразности. А вместо скв. 47 пробурен второй ствол - скв. 41s2. Однако стоит отметить, что фактическое разбуривание опережало проектное (за период разработки 1995-2000 гг.), что оказало влияние на отклонение фактических уровней добычи нефти от проектных в сторону их увеличения.
• За период 2001-2008 гг. в фонде скважин произошли следующие изменения:
• * в 2004 г. скв. 17 выбыла в контрольный фонд в связи с полным обводнением. Были пробурены вторые стволы в скв. 41s2 и 7s2;
• * в ноябре 2006 г. скв. 8 была введена из контрольного фонда в эксплуатацию;
• * в 2006 г. были восстановлены вторыми стволами скв. 31, 34, 43 и 23. Скв. 43s2 в 2006 г. восстановлена третьим стволом;
• * в 2007 г. скв. 40 и 43s3 из-за обводнения были выведены в бездействие, и позднее переведены в контрольный фонд;
• * в августе 2008 г. скв. 3 была введена из контрольного фонда в эксплуатацию компрессором.
• 3.2 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
• На 01.01.09 г. накопленный отбор нефти из залежи составил 1581,8 тыс. т. (84 % от НИЗ) и 3219,8 тыс. т жидкости.
• Всего за 2008 г. из залежи добыто 33,9 тыс. т нефти, 161,8 тыс. т жидкости. Среднегодовой дебит нефти по скважинам составил 6,9 т/сут, жидкости - 32,9 т/сут, обводнённость - 79,1 %.
• Залежь елецко-задонского горизонта находится на третьей стадии разработки.
• Закачка воды в 2008 г. осуществлялась в три нагнетательные скважины (скв. 17, 20, 35). Скважина 21 остановлена по технологии в марте 2007 г. Всего в залежь закачано 3695,1 тыс. м3 воды, за 2008 год - 168,1 тыс. м3 воды. Накопленная компенсация - 90,6 %, текущая - 101,3 %. В среднем по залежи пластовое давление в 2008 году составляло 22,8 МПа.
• Динамика технологических показателей разработки приведена в таблице 3.4, а их графическая интерпретация представлена на рисунке 3.7.
• В таблице 3.5 приведено сравнение проектных и фактических показателей разработки.
• Остаточные извлекаемые запасы нефти - 294,2 тыс.т. Удельные остаточные извлекаемые запасы на 1 скважину добывающего фонда - 22,5 тыс. т, темп отбора от НИЗ - 1,8%, достигнутый КИН - 0,4 при утвержденном 0,476. Максимальный годовой отбор нефти (89,9-86,9 тыс. т) наблюдался в 2000-2001 годах. Максимальный темп отбора от НИЗ - 4,8 % - в 2000 г.
• Существующая на залежи система разработки с размещением добывающего фонда по плотной сетке скважин и внутриконтурным заводнением эффективна. Более высокой эффективности существующей системы ППД планируется достичь проведением на залежи работ по регулированию профиля приёмистости нагнетательных скважин путём закачки в них потокоотклоняющих химреагентов.
• Остаточные извлекаемые запасы нефти на одну скважину добывающего фонда невелики и обеспечиваются существующим фондом скважин.
• Проблемами разработки данной залежи являются:
• · некачественные цементные мосты и наличие заколонных перетоков;
• · невыработанные запасы нефти в неохваченной разработкой части залежи за нагнетательными скважинами и нижних пачек в своде залежи, для оценки состояния и возможности выработки которых необходимо бурение оценочных скважин;
• · прогрессирующее обводнение добывающих скважин, неравномерная выработка пласта, форсированный отбор жидкости, приводящий к образованию водяных конусов.
• 3.3 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО ЭТАПА РАЗРАБОТКИ, ПРОВОДИМЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ
• По рекомендации института “БелНИПИнефть” с октября 2004 г. были снижены объемы закачки воды в нагнетательные скважины и уменьшена текущая компенсация добычи жидкости закачкой в пластовых условиях со 100% до 80%, после чего рост обводнённости прекратился.
• В среднем по залежи обводнённость за 2006 г. снизилась на 5,4% и составила 72.6% (в 2005 г. - 78%), что связано с эффектом от снижения текущей компенсации отборов путём ограничения объёмов закачки в скв. 35.
• Так, объёмы нагнетания в залежь были снижены с 16 тыс. м3/месяц (декабрь 2005 г.) до 12-13 тыс. м3/месяц (январь-июнь 2006 г.), что привело к существенному снижению обводнённости по скв. 39 с 30 % (ноябрь-декабрь 2005 г.) до 10-20% (январь-июнь 2006 г.), по скв. 33 с 80-85% (ноябрь-декабрь 2005 г.) до 60-70% (январь-июнь 2006 г.), по скв. 22 с 90-95% (ноябрь-декабрь 2005 г) до 75-90% (январь-июнь 2006 г.) (рис. 3.1, 3.2).
• Однако с июля 2006 г. отмечается рост обводнённости добываемой продукции по скв. 24 (с 89% до 92%), скв. 33 (с 52% до 68%), скв. 39 (с 9% до 60%).
• Месячные объёмы закачки в нагнетательные скв. 20, 21 и 35 до конца 2006 г. оставались на том же уровне (12-13 тыс. м3/месяц). Однако распределение объёмов закачки по нагнетательным скважинам разнилось (рис. 3.1).
• Как видно из рисунка, заметно снижение объёмов закачки в скв. 21 и перенос его на скв. 20. Расположенные в зоне влияния скв. 20 добывающие скв. 24 и скв. 39, работающие со средней части разреза, отреагировали на данные изменения. В скв. 33, дренирующей верхнюю часть разреза и расположенной в восточной более трещиноватой зоне межсолевого массива, рост обводнённости, вероятно, связан с естественным процессом выработки.
• Рис. 3.1. Объемы нагнетания в межсолевую залежь в 2005-2006 гг.
• Рис. 3.2. Обводненность добываемой продукции по межсолевой залежи за 2005-2006 гг.
• Необходимо отметить также существенное влияние закачки в скв. 35 на добывающую скв. 39. Так, на рисунке 3.3 отмечается чёткая зависимость обводнённости добываемой продукции по скв. 39 от объёмов нагнетания в скв. 35 за 2005-2007 гг.
• Рис. 3.3. Показатели эксплуатации добывающей скв. 39 и нагнетательной скв. 35
• Вообще, на фоне небольшого размера по площади межсолевой залежи, близкого расположения зоны нагнетания и зоны отборов, эффект от нестационарного заводнения путём уменьшения объёмов нагнетания в скв. 35, а также частичной остановки нагнетательной скв. 21 можно считать положительным.
• Так как нагнетательная скв. 21 находится слишком близко от добывающих скважин и служит основным источником обводнения, закачку в 2007 г. перенесли в скв. 17 (скв. 21 остановили).
• В январе 2006 г. были проведены изоляционные работы в скв. 46, обводнённость после проведенных работ уменьшилась с 98% до 80-88%, однако уже к середине 2006 г. достигла 98%, после чего в скважине были проведены работы по переводу на вышележащий интервал. После проведенных работ обводнённость уменьшилась с 97% до 80%.
• В апреле 2007 г. в скв. 38 были проведены изоляционные работы в задонском горизонте, после чего скважина добывает безводную нефть (обводнённость снизилась с 95% до 0%) с дебитом нефти 35,2 т/сут. Дополнительная добыча за счет данного ГТМ составила 6,455 тыс. т.
• В сентябре 2007 года, с целью сдерживания темпа роста обводненности, на залежи были проведены работы по ПНП в нагнетательных скважинах 20 и 35. В результате проведённых работ было отмечено снижение обводнённости продукции по скважинам: 6 (с 35 до 29%) , 8 (с 92 до 84%), 39 (с 76 до 39%), 46 (с 89 до 86%), что является закономерным, поскольку эти скважины находятся наиболее близко к нагнетательным скважинам и по результатам трассирования к ним отмечены наибольшие скорости прихода меченой жидкости.
• В результате проведения ПНП в конце 2007 г. снизилась закачка воды в залежь, следствием чего явилось снижение давления по СКАД в скважинах. Поэтому с января 2008 г. на залежи увеличили текущую компенсацию отборов жидкости закачкой с 95% до 115%, что сразу же отразилось на обводнённости продукции скважин, которая за пять месяцев увеличилась с 75,6% до 78% (рисунок 3.4).

• Рис. 3.4. Динамика текущей компенсации в 2008 г.
• Институтом БелНИПИнефть было рекомендовано текущую компенсацию на залежи поддерживать на уровне 95%.
• В августе-сентябре 2008 г. были проведены опытно-промысловые испытания новой комплексной технологии ПНП на основе композиции, включающей потокоотклоняющие и нефтеотмывающие ингредиенты по скв. 20, 17, 21, 35, однако эффекта от этого мероприятия не наблюдается.
• 3.4 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
• Разработка залежи нефти была начата в апреле 1980 г. фонтанной скв. 3 с начальным дебитом 69 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное 02.04.1980 г. в скв. 3, составило при переводе к отметке ВНК (-2873 м) 38,5 МПа.
• За время разработки залежи на естественном режиме в 1980-1986 гг. скважины эксплуатировались фонтанным способом. Всего из залежи за этот период было отобрано 147,3 тыс. т безводной нефти. Пластовое давление при этом снизилось на 10,3 МПа, по сравнению с начальным (38,5 МПа) и составило 28,2 МПа. Динамика пластового давления на залежи представлена на рисунке 3.6. Средний удельный отбор за этот период составил 14,3 тыс. т/МПа.
• Увеличение отборов нефти в 1986 г. по сравнению с 1984-1985 гг. привело к снижению пластового давления в зоне отбора в 1986 г. на 2,3 МПа и уже в 1987 г. составило 28,2 МПа. Режим такой залежи можно охарактеризовать как упругий. С начала разработки наблюдается увеличение удельных отборов нефти из залежи. Удельный отбор за первые два года в два раза меньше, чем за 1986-1988 гг.
• Основным фондом скважин залежь разбурена к 1990 г. В последующие годы бурение проектных добывающих скважин было направлено на уплотнение сетки скважин, с целью более полной выработки запасов. Добывающий фонд в 1990 г. составил 15 скважин. Из 15 добывающих скважин: 13 скважин (3, 6, 7, 15, 20, 22, 24, 25, 26, 27, 31, 33, 34) - фонтанные, (скв. 8 и 21) - механизированные. Скв. 21 работала с водой (96,5 %), остальные давали безводную продукцию.
• Обводнение залежи началось со скв. 21 в 1988 г. Скорость продвижения контура воды от нагнетательной скв. 17 составляла 180 м/год.
• Значительное обводнение залежи началось в 1993-1994 гг., когда обводнилось 5 скважин на восточном участке залежи (30 %) фонда. Линейные скорости продвижения фронта обводнения от нагнетательной скв. 17 составили 150 м/год до скв. 8, 22, 26 (первый и второй ряды) и 120 м/год до скв. 33, 7, значительно удалённых от зоны закачки. Высокие линейные скорости обусловлены тем, что закачка и отборы велись по отдельным пластам в нижней части разреза. Опережающее продвижение фронта обводнения к скв. 7, 33 связано также с наличием зон трещинности вдоль тектонического нарушения северо-восточного простирания.
• Таким образом, на восточном участке залежи в начальный период вырабатывалась нижняя часть разреза с заводнением по пластам в направлении от зоны закачки к добывающим скважинам.
• В период с 1997 г. по 1999 г. на залежи осуществлялись мероприятия по регулированию системы разработки путём отключения нижней обводнившейся части пласта в добывающих скважинах и переходом на вышележащие интервалы. Для регулирования процессов охвата пластов заводнением в этот же период в нагнетательных скважинах проводились работы по увеличению работающей мощности (дострел подконтурной части в скв. 35, 20), а также закачка потокоотклоняющих химреагентов для выравнивания профиля приёмистости и регулирования фильтрационных потоков.
• В результате проведённых мероприятий начала обводняться средняя и верхняя части разреза, вода появилась в продукции скважин работающих со средней части разреза - скв. 39, 31, 41, 45, 34, 27, 38.
• Также очевидно, что высокая трещинность восточного участка залежи и заколонные перетоки способствует быстрому продвижению закачиваемых вод и приводят к неполному вытеснению нефти из матрицы.
• В связи с тем, что пластовое давление за время эксплуатации залежи при естественном режиме снизилось с 38,5 МПа до 28,2 МПа в декабре 1986 г. была начата закачка в нагнетательную скв.17 с целью поддержания пластового давления.
• При постоянных нарастающих темпах отбора нефти, пластовое давление в залежи за период с 1987 г. по 1989 г. снизилось с 28 МПа до 26 МПа.
• В декабре 1989 г. была переведена под закачку добывающая скв. 4. Для перевода скважины под нагнетание была проведена перфорация нижележащих водонасыщенных пластов в интервале 3040-3100 м.
• Для поддержания пластового давления в залежи в июне 1991 г. была введена под закачку скв. 35 из резервного фонда, с приемистостью 338 м3/сут.
• В дальнейшем для создания более эффективной системы ППД и равномерного охвата пластов вытеснением под закачку были переведены добывающие скв. 20, 21.
• Закачка воды на восточном участке залежи в период 1986-1994 гг. велась в скв. 17 (нижняя часть разреза и под контур). Отбор нефти и закачка воды по одноимённым пластам привели к быстрому обводнению нижней части продуктивного разреза добывающих скважин восточного участка, в связи с этим в 1994 г. скв. 17 была остановлена.
• В дальнейшем до марта 2007 г. закачка воды на восточном участке залежи велась в нагнетательную скв. 21 (интервалы перфорации 2962-2995 м, 2995-3002 м, 3008-3018 м, 3024-3030 м), по результатам ПГИ принимает только верхняя часть разреза.
• В нагнетательной скв. 35 (центральный участок) перфорирован интервал 3007-3044 м (08.90 г.) и приобщена подконтурная часть залежи в интервале 3067-3091 м (04.98 г.). Скважина оказывала влияние на близлежащие добывающие скважины (в скв. 25 - кроме самого верхнего интервала) и скважины в своде залежи, работающие со средней части разреза (скв. 39, 43, 26). Возможно, также влияние подконтурной области на добывающие скважины, работающие с нижней части продуктивного разреза (скв. 6, 46).
• На западном участке залежи закачка велась в нагнетательную скв. 20 с 1997 г. (до этого времени - в нагнетательную скв. 4). В скв. 20 перфорированы интервалы 3018-3030 м, 3039-3049 м, 3066-3084 м, по данным ГИС принимают только верхние интервалы - 3018-3030 м. Близлежащие добывающие скважины на данном участке залежи работают в основном с нижней и средней части разреза, и влияния от закачки не испытывают.
• Как показывает анализ разработки, между добывающими и нагнетательными скважинами существует достаточно хорошая гидродинамическая связь по площади и по разрезу.
• Скважины восточного участка практически полностью обводнены, работают с верхней части разреза. На западном участке и в своде залежи обводняются нижние и средние участки разреза, там же находятся скважины, дающие безводную добычу. Однако в ряде случаев при переходе на вышележащие интервалы получают обводнённую продукцию. Это может быть связано с внедрением как закачиваемой воды по отдельным пропласткам, так и с заколонными перетоками. В дальнейшем, для предотвращения преждевременного обводнения и выравнивания профиля приёмистости на нагнетательных скважинах будут проводиться работы по закачке потокоотклоняющих химреагентов.
• В период 1995-2000 гг. годовые объёмы закачки воды поддерживаются на уровне 200-220 тыс. м3 (110-120 % текущей компенсации отбора жидкости), между скважинами годовые объёмы закачиваемой воды распределялись равномерно (по 30-39%). Разработка залежи в это время велась при стабилизации пластового давления в зоне отбора на уровне 22-23 МПа и при давлении на линии нагнетания на уровне 26-28 МПа, что обеспечивало высокие уровни отборов жидкости и нормальную работу насосного оборудования.
• Рост объёмов добычи жидкости в 2000-2002 гг. до 160-210 тыс. т связан с переводом ряда скважин с фонтана на механизированный способ эксплуатации (ЭЦН). По ряду скважин такое увеличение отборов привело к росту темпа обводнения продукции.
• Таблица 3.4
• Динамика показателей разработки задонско-елецкой залежи Дубровского месторождения

Год	Добыча за год, тыс. т	Темп отбора от НИЗ, %	Дебит, т/сут	Обводненность, %	Накопл. добыча, тыс. т	Ввод доб. скв.	Действ. фонд скв.	Закачка, тыс. м3	Компенсация, %
	нефти	жидк.		нефти	жидк.		нефти	жидк.		доб.	нагн.	годов.	нак.	годов.	нак.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1980	17,8	17,8	0,9	7,.68	72,7	0,0	17,8	17,8	1	1	0	0,0	0,0	0,0	0,0
1981	18,8	18,8	1,0	42,35	42,4	0,0	36,5	36,5	1	2	0	0,0	0,0	0,0	0,0
1982	29,5	29,5	1,6	36,18	36,2	0,0	66,0	66,0	1	3	0	0,0	0,0	0,0	0,0
1983	25,0	25,0	1,3	25,97	26,0	0,0	91,0	91,0	0	3	0	0,0	0,0	0,0	0,0
1984	15,1	15,1	0,8	14,38	14,4	0,0	106,2	106,2	1	4	0	0,0	0,0	0,0	0,0
1985	14,7	15,0	0,8	9,560	9,7	1,6	120,9	121,1	1	5	0	0,0	0,0	0,0	0,0
1986	26,5	26,7	1,4	13,07	13,2	0,8	147,4	147,8	2	7	1	0,2	0,2	0,4	0,1
1987	41,6	41,6	2,2	15,46	15,5	0,0	188,9	189,4	1	8	1	59,3	59,5	83,8	18,5
1988	44,4	45,8	2,4	15,07	15,5	2,9	233,4	235,2	1	9	1	52,8	112,3	68,9	28,2
1989	72,0	79,6	3,8	20,51	22,7	9,5	305,3	314,7	4	12	2	35,9	148,1	27,9	28,1
1990	76,1	82,9	4,1	15,02	16,4	8,3	381,4	397,6	3	15	2	104,2	252,3	77,1	38,1
1991	72,9	79,2	3,9	13,94	15,1	7,9	454,4	476,8	0	14	2	124,4	376,7	96,2	47,6
1992	75,6	80,2	4,0	14,08	14,9	5,7	530,0	557,0	1	15	2	125,3	502,0	94,6	54,3
1993	77,3	134,6	4,1	14,99	26,1	42,6	607,3	691,6	0	16	3	142,8	644,9	79,3	58,4
1994	71,8	118,5	3,8	14,19	23,4	39,4	679,1	810,2	1	15	4	174,3	819,1	107,8	64,7
1995	75,1	141,3	4,0	12,70	23,9	46,9	754,2	951,4	2	17	3	218,7	1037,8	119,0	71,6
1996	73,8	155,4	3,9	12,25	25,8	52,5	828,0	1106,9	2	19	2	228,4	1266,2	117,3	77,0
1997	65,5	140,2	3,5	10,01	21,5	53,3	893,5	1247,1	1	20	3	213,6	1479,7	122,3	81,4
1998	72,1	108,2	3,8	10,61	15,9	33,4	965,6	1355,3	1	19	3	210,3	1690,0	137,2	85,7
1999	73,9	121,4	3,9	10,12	16,6	39,1	1039,5	1476,7	0	21	3	196,0	1886,0	118,2	88,2
2000	89,9	159,0	4,8	14,36	25,7	43,5	1129,3	1635,7	0	16	3	218,0	2104,0	103,1	89,6
2001	86,9	171,8	4,6	16,74	33,1	49,4	1216,3	1807,5	1	16	3	203,1	2307,1	92,4	89,8
2002	79,2	216,0	4,2	15,64	42,6	63,3	1295,5	2023,5	0	13	3	204,3	2511,4	81,5	89,1
2003	65,5	208,2	3,5	14,71	46,7	68,5	1361,0	2231,6	0	13	3	225,4	2736,8	97,1	89,7
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
2004

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
дипломная работа "Разработка нефтяных месторождений" скачать



Подобные документы

• Анализ текущего состояния разработки Давыдовского месторождения

  Геологическое строение Давыдовского нефтяного месторождения. Стратиграфия, литология осадочного разреза. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов. Анализ структуры фонда скважин, показателей их эксплуатации, выработки запасов нефти из пластов.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 15.05.2014
  

• Геологическое строение Тишковского нефтяного месторождения

  Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.
  
  курсовая работа [60,6 K], добавлен 17.11.2016
  

• Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

  Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
  
  курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015
  

• Геологическое строение, нефтегазоносность, анализ текущего состояния разработки и предложения по увеличению нефтеотдачи месторождения Колендо

  Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника, общая гидрогеологическая обстановка, нефтегазоносность, физико-химическая характеристика нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин, состояния выработки запасов пласта, величины нефтеотдачи.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.09.2011
  

• Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

  Рассмотрение основ разработки нефтегазовых месторождений. Характеристика продуктивных пластов и строения залежей; состав и свойства нефти, газа и воды. Утверждение технологических решений разработки; сравнение проектных и фактических показателей.
  
  курсовая работа [4,4 M], добавлен 03.10.2014
  

• Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

  Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения. Состав и свойства пластовых флюидов. Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Запасы нефти и газа.
  
  курсовая работа [5,2 M], добавлен 18.06.2012
  

• Геологическая характеристика Покачевского месторождения. Исследование штанговой насосной установки

  Геологическая характеристика Покачевского месторождения: орогидрография, стратиграфия, литология и тектоника, физико-химические свойства нефти, режим разработки залежи. Расчет себестоимости подбора оборудования установки штангового глубинного насоса.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 29.06.2012
  

• Анализ разработки Вишанского нефтяного месторождения и рекомендации по увеличению эффективности (Припятский прогиб)

  Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов. Залежь нефти ланско-старооскольского горизонта. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений, дебитометрия.
  
  дипломная работа [618,4 K], добавлен 14.05.2013
  

• Применение ЭВМ в разработке нефтяных и газовых месторождений

  Анализ процессов разработки залежей нефти как объектов моделирования. Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршевого вытеснения нефти водой. Объем нефти в пластовых условиях.
  
  контрольная работа [101,6 K], добавлен 21.10.2014
  

• Повышение эффективности работ ШНСУ с помощью якоря

  Геологическое строение месторождения. Коллекторские свойства продуктивных объектов. Свойства и состав нефти, газа и воды. Схема разработки месторождения. Характеристика показателей способов эксплуатации скважин. Экономический эффект от внедрения якоря.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 17.09.2012
  

Другие документы, подобные "Разработка нефтяных месторождений"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам