Главная
База знаний "Allbest"
Геология, гидрология и геодезия
Анализ текущего состояния разработки Давыдовского месторождения
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.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 15.05.2014 |
| Размер файла | 3,8 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
60
Содержание
- Введение
- Глава 1. Геологическое строение давыдовского нефтяного месторождения
- 1.1 Общие сведения
- 1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения
- 1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов
- 1.4 Нефтегазоносность
- Глава 2. Анализ текущего состояния разработки давыдовского месторождения
- 2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации, разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки
- 2.1.1 Залежь нефти саргаевского горизонта
- 2.1.2 Залежь нефти семилукского горизонта
- 2.1.3 Залежь нефти воронежского горизонта
- 2.1.4 Залежь нефти елецко-задонского горизонта (южное крыло, скв.13)
- 2.1.5 Залежь нефти петриковско-задонского горизонта
- 2.1.6 Залежь нефти лебедянского горизонта
- 2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов
- 2.2.1 Залежь нефти саргаевского горизонта
- 2.2.2 Залежь нефти семилукского горизонта
- 2.2.3 Залежь нефти воронежского горизонта
- 2.2.4 Залежь нефти петриковско-задонского горизонта
- 2.2.5 Залежь нефти лебедянского горизонта
- 2.3 Анализ эффективности реализуемой системы разработки
- 2.4 Мероприятия по улучшению состояния разработки
- Залежь нефти семилукского горизонта
- Глава 3. Эффектикность разработки петриковско-задонского горизонта давыдовского месторождения
- Заключение
- Список использованных источников
Введение
Тема дипломного проекта "Анализ текущего состояния разработки Давыдовского месторождения"
Цель:
анализ геологического строения и текущего состояния разработки Давыдовского месторождения.
Задачи дипломного проета:
геологическая характеристика месторождения,
– анализ работы эксплуатационных скважин,
– выбор рациональной системы разработки,
– выбор местоположения новых добывающих скважин, необходимых для полной выработки извлекаемых запасов.
Давыдовское месторождение открыто в августе 1967 г. трестом "Белнефтегазразведка". Месторождение приурочено к центральной части Речицко-Вишанской зоны поднятий Припятского прогиба.
Первой на месторождении открыта лебедянская залежь, стратифицировавшаяся на дату открытия как елецкая: в августе 1967 года в параметрической скважине 1 из лебедянских отложений получен промышленный приток нефти.
В сентябре того же года поисковой скважиной 2 открыта залежь нефти в задонских отложениях.
В 1970 году поисковой скважиной 18 открыты нефтяные залежи в подсолевых отложениях - воронежских и семилукских.
В мае 1970 года по проекту УкрНИИПНД на Давыдовском месторождении начинается опытная эксплуатация лебедянской залежи, и в январе 1971 г. - задонской.
В 1973 г. завершается разведочный этап в истории месторождения. В 1990 году была пробурена поисковая скважина 1 Ново-Давыдовская (9001) на одноименную структуру. В ней были получены притоки нефти с пластовой водой. После уточнения структурных построений скважина оказалась в пределах Давыдовской межсолевой структуры - западный блок. До 1999 года скважина находилась в консервации. В 2000году скважина была расконсервирована и введена в добычу.
По состоянию на 01.01.2012 года в разработке находятся залежи нефти семилукского, воронежского, петриковско-задонского и лебедянского горизонтов. Залежь нефти саргаевского горизонта по причине обводнения добывающего фонда находится в консервации, залежь нефти елецкого горизонта (южное крыло) не разрабатывается. Скважина 13, эксплуатирующая данную залежь, переведена в контрольный фонд.
По состоянию на 01.01.2012 г. добыча нефти составила: по лебедянскому горизонту - 165,719 тыс. т; по петриковско-задонской залежи - 2107,317 тыс. т; по елецкому горизонту (южное крыло) - 28,692 тыс. т; по воронежскому горизонту - 187,557 тыс. т; по семилукскому горизонту - 100,290 тыс. т.
месторождение нефть пласт выработка
Глава 1. Геологическое строение давыдовского нефтяного месторождения
1.1 Общие сведения
Давыдовское месторождение расположено в Светлогорском районе Гомельской области республики Беларусь. Ближайшими населенными пунктами являются г. г. Светлогорск, Октябрьский, Мозырь и Речица с железнодорожными станциями и хорошо развитой сетью шоссейных дорог.
Ближайшие месторождения - Мармовичское, Ново-Давыдовское, Полесское, Сосновское и Западно-Сосновское.
В орографическом отношении территория представляет собой слаборасчлененную и залесенную низменность. Гидрологическая система представлена рекой Ипа.
Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура воздуха +6 0С - +70 С. Среднегодовое количество осадков составляет 550-600 мм. Преобладающие ветры - западные.
Промышленность - текстильная, мебельная, пищевая, химическая, нефтеперерабатывающая развита в ближайших городах.
Энергетической базой является Василевичская ГРЭС.
Давыдовское нефтяное месторождение открыто трестом "Белнефтегазразведка" в 1967 году скважиной 1, в которой получен промышленный приток нефти из отложений лебедянского горизонта дебитом 5 м3сут. Проведенные в последующем поисково-разведочные работы позволили выявить промышленные залежи в межсолевых (1970 г, скважина 2), воронежских и семилукских отложениях (1971 г, скважина 18).
1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения
В геологическом строении Давыдовского месторождения принимают участие архейско-нижне-верхнепротерозойские породы, палеозойские, мезокайнозойские отложения осадочного чехла.
В пределах Давыдовской структуры кристаллический фундамент архейско-раннепротерозойского возраста представлен метаморфизированными осадочными и вулканогенными породами, состоящими из гнейсов, гранито-гнейсов и глин. Толщина вскрытых отложений изменяется от 16 м (скв.14) до 43,5 м (скв. 19) вскрытой толщины. По вещественному составу это гранито-гнейсы и гнейсы биотитовые, темносерые до черных с редкими включениями интрузивных пород. С глубиной гнейсы постепенно сменяются гранитами крупнокристаллическими с прослойками гнейсов.
В разрезе осадочного чехла в соответствии с принятым для условий Припятского прогиба литолого-стратиграфическим подразделением снизу вверх выделяется шесть толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижняя соленосная, межсолевая, верхняя соленосная и надсолевая.
Подсолевая терригенная толща охватывает верхний протерозой, пярнуский, наровский горизонты эйфельского яруса, старооскольский горизонт живетского яруса среднего девона, ланский горизонт франского яруса верхнего девона. Литологически эти отложения представлены песчаниками кварцево-полевошпатовыми, разнозернистыми, серыми и бурыми, в различной степени сцементированными глинисто-ангидритовым цементом; переслаивающимися глинами пестроцветными, плотными, доломитами микрокристаллическими, плотными, крепкими, глинистыми, с гнездами ангидрита и включениями пирита, ангидритом белым, плотным, крепким; алевролитами и аргиллитами. Мощность вскрытых отложений варьирует в пределах от 56,5 до 253,5 м.
Подсолевая карбонатная толща включает в себя саргаевский, семилукский, речицкий, воронежский и евлановский горизонты верхнего девона (толщина от 109 до 188 м) и сложена доломитами, глинистыми доломитами, мергелями, ангидритами, известняками, доломитизированными и глинистыми известняками, глинами, глинисто-мергельными породами с примесью алеврито-песчаного материала. К отложениям воронежского и семилукского горизонтов в пределах Давыдовского месторождения приурочены промышленные скопления нефти.
Породы саргаевского горизонта в нижней части горизонта преимущественно мергельно-доломитово-ангидритовые. Ангидрит темно-серый, кристаллический, плотный, массивный, с прослойками глины темно-серой, доломитовой и доломита. Встречается ангидрит в виде гнезд, слабопиритизированный. В отдельных образцах отмечены вертикальные трещины, выполненные вторичным ангидритом. Доломит глинистый, местами известковистый, ангидритосодержащий, плотный, крепкий, трещиноватый. Иногда порода слоистая за счет тонких прослоев глины. Мергель серо-зеленый, глинистый.
Верхняя часть горизонта преимущественно карбонатная, сложена доломитом глинистым, серым, черным, плотным, крепким, массивным, иногда перекристаллизованным, со следами ожелезнения и пиритизации. Встречаются каверны, пустые и выполненные по стенкам кристаллами пирита, каменной соли, гипса. В доломитах встречаются крупные раковины брахиопод, скелетные элементы остраков хорошей сохранности. Поры и каверны содержат капли подвижной нефти, выпоты и пленки желто-зеленой нефти. При раскалывании доломитовых образцов ощущается слабый нефтяной запах.
Толщина горизонта изменяется от 20 м (скв.30) до 44 м (скв.78).
В породах семилукского горизонта доминируют серые, темно-серые до черного доломиты глинистые, плотные, крепкие, массивные, трещиноватые, участками кавернозные, иногда известковистые, ангидритизированные. Встречаются прослои карбонатных глин, бурого угля. В породах содержатся остатки фауны (брахиопод). В верхней части горизонта доломиты более пористые и кавернозные, как результат выщелачивания в перерыве осадконакопления. С этой частью разреза связана нефтеносность семилукских отложений.
Толщина варьирует в пределах от 19 м (скв.18) до 34,5 м (скв.122).
Отложения речицкого горизонта представлены глинами с прослоями доломитов. Толщина горизонта составляет порядка 2,5-8 м.
Нижняя часть воронежского горизонта сложена в основном глинами, известняками и доломитами. Верхняя - доломитами с многочисленными включениями, линзами и прослоями ангидритов. Доломиты серые и коричневато-серые, перекристаллизованные, массивные, очень крепкие, неравномерно глинистые, мелкопористые и кавернозные, с разнонаправленными короткими трещинами, выполненными белым ангидритом, иногда черным битумом. Поры и каверны развиты вдоль трещин. С воронежскими отложениями также связана промышленная нефтеносность Давыдовского месторождения. Толщина изменяется от 41 м (скв.5 и 10) до 79 м (скв.122).
Нижнесоленосная толща включает отложения евлановского, ливенского горизонтов. Литологически толща сложена преимущественно каменной солью с прослоями доломитов, ангидритов, известняков и глин. Породы темные, сероцветные, плотные, крепкие. В известняках встречаются фаунистические остатки. Соленосная часть разреза представлена чередующимися между собой пачками солевых и несолевых пород. Каменная соль серая, кристаллическая, полупрозрачная, с редкими разнонаправленными трещинами, заполненными глинистым материалом. Несолевые породы представлены карбонатными глинами, мергелями, ангидритами с прослоями глинистых доломитов, сульфатно-карбонатных пород, известняков, песчаников и алевролитов. Толщина отложений достигает 419 м.
Межсолевая толща в составе домановичского горизонта франского яруса, задонского, елецкого, и петриковского горизонтов фаменского яруса залегает на нижнесоленосных отложениях. К межсолевым отложениям приурочена и основная залежь Давыдовского месторождения.
Домановичский горизонт сложен преимущественно мергелями, ангидритами, известняками глинистыми, доломитами. Породы светло-серые, серые, черные, плотные, крепкие, массивные. Встречаются маломощные прослои глины зеленой, средней крепости. В керне видны трещины. Толщина отложений изменяется от 7,5 м (скв.15) до 34 м (скв. 20).
Задонский горизонт вскрыт практически повсеместно и залегает на размытой поверхности домановичских отложений. Литологически разрез представлен карбонатными породами - известняками, в меньшей степени доломитами. Внизу разреза преобладают глинистые разности (глины, аргиллиты). Характерная особенность верхней части разреза - наличие прослоев ангидрита.
Известняки серые, коричневые, плотные, массивные, структура преимущественно мелкозернистая. Встречаются известняки кавернозные, кавернозно-пористые, с брекчиевидной текстурой, участками водорослевые. Часто видны стилолитовые швы с глинистым веществом по стенкам. Доломиты преимущественно серой и коричневой окраски, известковистые, окремненные, крепкие, слабо трещиноватые. В образцах порода неравномерно пористая, кавернозная. Встречается обуглившийся растительный материал, маломощные прослойки волнисто-слоистых зеленых глин.
Среди карбонатных пород в разрезе задонского горизонта встречаются редкие маломощные прослои ангидрита плотного, средней крепости светло-серой окраски и глины темнозеленой, известковистой, пластичной. Толщина изменяется от 79 м (скв. 19) до 247,5 м (скв.27).
Елецкий горизонт характеризуется карбонатным типом разреза, залегает несогласно на отложениях задонского горизонта. Среди отложений доминируют известняки серого, светлосерого до белого и коричневато-серого цвета, слабоглинистые. Порода плотная, крепкая, массивная, слаботрещиноватая. Структура тонкозернистая, скрытокристаллическая. Встречаются редкие каверны, заполненные каменной солью, включения кальцита и кристаллического пирита, гнезда белого ангидрита. На образцах керна видна сеть стилолитов с примазками зеленой глины по поверхностям. В отдельных случаях известняки сильно перемяты, имеют желваковидную и сгустковую текстуру.
По разрезу часто встречаются органические остатки - раковины брахиопод хорошей сохранности, криноидей. На керне видны выпоты, пленки, капли коричневой нефти, на изломе - сильный ее запах.
В гораздо меньшей степени в разрезе встречаются доломиты. Порода преимущественно серой окраски, пористая, кавернозная, сильно глинистая, плотная, крепкая с включениями редких гнезд серого известняка. Среди доломитов встречаются тонкие прослойки черных глин, единичные прослои мергеля. Вскрытая толщина горизонта колеблется от 32 м (скв.21) до 110,5 м (скв.56).
Отложения петриковского горизонта несогласно залегают на елецких. Представлены преимущественно известняками и мергелями. Известняки серые, глинистые, плотные, крепкие, трещиноватые, участками желваковидные. Мергель известковистый, тонкослоистый, плотный, крепкий. Встречаются прослои ангидрита, глин, карбонатная брекчия. В породах содержатся остатки брахиопод, криноидей, скелеты кораллов. Толщина варьирует от 8,5 м в скважине 15 до 108,5 м в скважине 14.
Верхнесоленосная толща включает галитовую и глинисто-галитовую подтолщу. Галитовая подтолща в составе лебедянского и найдовских слоев оресского горизонтов сложена каменной солью с прослоями сульфатных, карбонатных и терригенных пород. Отличительной особенностью этих отложений на Давыдовской площади является наличие в них внутрисолевого (боричевского) сульфатно-карбонатного прослоя, залегающего в основании лебедянского горизонта. Это преимущественно ангидриты и доломиты с прослоями известняков, к которым приурочены скопления нефти. Породы светло-серого, серого цвета, плотные, крепкие, скрытокристаллические, в разной степени трещиноватые. В порах содержится капельно-жидкая нефть, слышен также запах ее на свежем изломе. Встречаются отпечатки фауны на породе, вкрапления черного растительного детрита. В единичных гнездах известняка, встреченного среди ангидритов и доломитов, видны твердые продукты окисления нефти.
Главная же порода, слагающая галитовую подтолщу, это каменная соль крупнокристаллическая, полупрозрачная, белая, оранжевая с прослоями известковистых, слаботрещиноватых, тонкоплитчатых глин и маломощными прослоями мергелей, доломитов. Толщина боричевских отложений достигает 374 м (скв.76). Общая толщина галитовой подтолщи от 102 м (скв.102) до 1123 м (скв.82s2).
Верхнесоленосная глинисто-галитовая подтолща представлена разнофациальными отложениями. Преобладает в наборе пород каменная соль белая, грязно-белая, оранжевая, полупрозрачная, крупнокристаллическая, слаботрещиноватая. Пласты каменной соли чередуются по разрезу с карбонатно-глинистыми и сульфатно-карбонатными породами. Толщина составляет 686 м (скв.82) - 1987 м (скв.14).
Надсолевая толща сложена терригенными и карбонатными породами: глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, реже известняками, доломитами и гипсом, писчим мелом с обуглившимися растительными остатками и обломками кремня, гравийных зерен кварца; ледниковыми и водноледниковыми образованиями: песками, песчано-гравийными отложениями, супесями, суглинками, песчаниками кварцевыми и глауконитово-кварцевыми. Общая толщина надсолевых отложений изменяется от 697 м (скв.92) до 1030,1 м (скв.14).
1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов
Давыдовское месторождение расположено в пределах Речицко-Вишанской зоны поднятий Северной структурной зоны.
Тектоническое строение месторождения весьма сложное. В его пределах присутствуют нарушения, связанные как с разрывными, так и с пликативными деформациями, вызванные движением блоков кристаллического фундамента и проявлениями соляного тектогенеза.
Поверхность межсолевых отложений северного блока Давыдовского месторождения по результатам бурения и сейсморазведочных работ представляет собой серию брахиантиклинальных и куполовидных солевых поднятий. Углы падения изменяются в пределах от 3є до 14є в зависимости от направления падения склонов соляных поднятий. В большинстве случаев углы падения в северо-восточном и юго-западном направлениях более крутые, чем в северо-западном и юго-восточном. С юга северное крыло ограниченно соляным срезом, а в западной части у северного крыла выделяется Ново-Давыдовский блок I межсолевых отложений, ограниченный с севера солевым срезом, с юга сбросом амплитудой около 200 м, с запада сбросом амплитудой около 130 м.
Поверхность межсолевых отложений южного блока характеризуется моноклинальным залеганием с азимутом падения 330є и углом падения 7є. Южный блок с севера ограничен солевым срезом, с юга Людвиновским сбросом с амплитудой от 250 м на западе и 150 м на востоке, с запада сбросом с амплитудой 90-100 м, с востока сбросом амплитудой 50 м.
Между северным и южным крыльями существует зона отсутствия межсолевых отложений, которая подтверждается скважинами - 125 Ново-Давыдовской, 77, 36, 76, 75, 5 Давыдовскими, 54 Западно-Славаньской, 105 Южно-Давыдовской. Также с учетом результатов сейсмических исследований можно говорить о том, что данная зона имеет ширину от 100 до 850 м и протягивается в юго-восточном направлении. Северо-западная часть петриковско-задонской залежи месторождения является недоразбуренной. Из-за малого количества скважин, вскрывших продуктивные отложения, до сих пор нет единого мнения о геологическом строении данного участка месторождения.
1.4 Нефтегазоносность
Промышленная нефтеносность связана с карбонатными коллекторами саргаевского, семилукского, воронежского, петриковско-елецко-задонского и лебедянского (боричевские слои) горизонтов.
Саргаевская залежь нефти
Коллекторами нефти служат слабоглинистые доломиты с прослоями мергелей, глин, ангидритов. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.
Залежь нефти саргаевского горизонта представляет собой простирающуюся с северо-запада на юго-восток моноклиналь, ограниченную на западе и востоке локальными нарушениями, с юга - региональным разломом амплитудой около 1000 м, с севера - контуром подсчета запасов - минус 2905 м. В восточной части залежи выделен приподнятый блок, отделенный от остальной части залежи малоамплитудным поперечным нарушением, проведенным между скважинами 75 и 122. По результатам бурения скважины 76s2 вдоль южной границы горизонта выделяется малоамплитудное нарушение.
Размеры залежи: длина 5,6 км, ширина 0,4 км, высота около 45 м. Залежь нефти саргаевского горизонта пластовая, сводовая, тектонически экранированная.
Максимальные нефтенасыщенные толщины находятся в районе скважины 122 (16,3 м), расположенной в юго-восточной части залежи. В северо-западном направлении от скважины 122 наблюдается их плавное уменьшение до 2,7 м (скважина 77).
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило 6,3 м, открытая пористость пород - 6% (3-11%), коэффициент нефтенасыщенности - 85% (76-92%).
Начальные геологические запасы нефти категории С1 - 113 у. е., начальные извлекаемые запасы нефти категории С1 - 22 у. е.
Семилукская залежь нефти
Коллекторами нефти служат доломиты кавернозные, порово-трещинные. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.
Семилукская залежь в плане повторяет саргаевскую, только с севера залежь семилукского горизонта ограничена контуром подсчета запасов - 2909 м. Залежь нефти семилукского горизонта пластовая, сводовая, тектонически экранированная.
Размеры залежи: длина 6,4 км, ширина 0,62 км, высота около 70 м.
Максимальные нефтенасыщенные толщины наблюдаются в скважинах 76 (20,9 м) и 122 (25,1 м), уменьшаясь в периферийных частях месторождения (север, запад, восток).
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило 14,5 м, открытая пористость пород - 8% (3-18%), коэффициент нефтенасыщенности - 87% (76-96%).
Начальные геологические запасы нефти категории В - 618 у. е.; начальные извлекаемые запасы нефти категории В - 229 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,37.
Воронежская залежь нефти
Коллекторами нефти являются доломиты кавернозные, пористые. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.
Залежь нефти воронежского горизонта совпадает с поверхностью семилукского горизонта, но так как площадь нефтеносности воронежской залежи больше, чем семилукской, она захватывает малоамплитудное нарушение (15-20 м), проходящее вдоль залежи. Размеры залежи: длина 6,4 км, ширина 0,8 км, высота около 110 м. Залежь нефти воронежского горизонта пластовая, сводовая, тектонически экранированная.
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило 9,2 м, открытая пористость пород - 7% (3-12%), коэффициент нефтенасыщенности - 87% (76-93%).
Начальные геологические запасы нефти категории В - 659 у. е.; начальные извлекаемые запасы нефти категории В - 224 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,34.
Елецкая залежь южного крыла
Отложения вскрыты в пределах залежи скважинами 13, 13s2, 20, 21, 56 Западно-Славаньской и102 Южно-Давыдовской. Мощность нефтенасыщенной зоны изменяется в пределах 17,8-28,7 м.
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило 23,3 м, открытая пористость пород - 8% (6-13%), коэффициент нефтенасыщенности - 89% (86-93%).
Начальные геологические запасы нефти категории С1 - 187 у. е.; начальные извлекаемые запасы нефти категории С1 - 37 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,2.
Межсолевая залежь северного крыла
Коллекторами нефти петриковско-задонской залежи являются известняки и доломиты пористые, кавернозные, трещиноватые. Тип коллектора - порово-каверново-трещинный.
Залежь нефти массивная, сводовая.
Размеры залежи в пределах контура нефтеносности: длина 5,8 км; ширина до 2,3 км; высота до 133 м.
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило 26,7 м, открытая пористость пород - 8% (4-17%), коэффициент нефтенасыщенности - 80% (64-91%).
Начальные геологические запасы нефти категории В - у. е., начальные извлекаемые запасы нефти категории В - 3307 у. е.; начальные геологические запасы нефти категории C1 - 352 у. е.; начальные извлекаемые запасы нефти категории C1 - 134 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,38.
Лебедянская залежь (боричевские слои)
Коллекторами нефти лебедянской (боричевские слои) залежи являются в основном ангидриты и доломиты с прослоями известняков. Породы светло-серого, серого цвета, плотные, крепкие, скрытокристаллические, в разной степени трещиноватые. Тип коллектора - порово-каверново-трещинный.
Залежь нефти лебедянского горизонта повторяет в плане петриковско-елецко-задонскую залежь и представляет собой серию брахиантиклинальных и куполовидных поднятий. На севере и северо-востоке залежь ограничена линией ВНК, на юге - юго-западе - зоной выклинивания коллектора.
Залежь нефти пластовая, литологически ограниченная.
Размеры залежи в пределах контура нефтеносности: длина 4,2 км, ширина 2,5 км, высота 172 м.
Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило 3,6 м, открытая пористость пород - 8% (5,2-15,6%), коэффициент нефтенасыщенности - 80% (58-93%).
Запасы составили: начальные геологические запасы нефти категории C1 - 897 у. е.; начальные извлекаемые запасы нефти категории C1 - 314 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,35.
В целом по Давыдовскому месторождению начальные геологические запасы нефти по категориям В+С1 составили 11529 у. е., извлекаемые 4267 у. е.
Глава 2. Анализ текущего состояния разработки давыдовского месторождения
2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации, разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки
2.1.1 Залежь нефти саргаевского горизонта
В пределах залежи нефти саргаевские отложения вскрыты скважинами 18, 36, 75, 76, 77,78 и 122.
Залежь была открыта скважиной 36. При испытании интервала 3200-3210 в колонне в марте 1975 года был получен приток нефти дебитом 0,73 м3/сут.
В 2007 году нефтеносность саргаевских отложений была подтверждена по итогам испытания скважины 122 и ввода её в эксплуатацию. В скважинах 18, 75, 76,77 и 78 испытания саргаевского горизонта либо не проводились либо притоки нефти не были получены.
Разработка залежи нефти саргаевского горизонта начата в 2007 году путём ввода в эксплуатацию скважины 122.
Скважина 122 была заложена в юго-восточной (сводовой) части межсолевой структуры Давыдовского месторождения с целью изучения стратиграфии, литологии, коллекторских свойств пород, нефтегазоностности и тектонического строения, а также определения емкостных и фильтрационных свойств коллекторов межсолевой структуры.
Скважина начата бурением 18 августа 2006 года и закончена 12 января 2007 года.
По данным бурения разведочной скважины 122 Давыдовской площади получены следующие результаты:
Уточнено структурно-тектоническое строение юго-восточной (сводовой) части межсолевой структуры Давыдовского нефтяного месторождения. Скважиной вскрыта граница межсолевого комплекса за пределами контура подсчета запасов. Таким образом подтвердилось предположение о наличии межсолевых отложений к югу от основной межсолевой залежи Давыдовской площади.
В результате бурения установлено отсутствие в разрезе скважины петриковских, елецких и верхнезадонских отложений.
По результатам испытания подтверждена нефтенасыщенность задонских отложений.
При испытании саргаевских отложений получен приток нефти.
По результатам анализа круглосуточных геологических наблюдений, геофизического материала, детальной обработки ГИС, во вскрытом скважиной разрезе нефтенасыщенные пласты-коллекторы выделены в задонских, воронежских, семилукских и саргаевских отложениях.
Для освоения выделен интервал 3246 - 3261 м (саргаевские отложения).
Таким образом, в результате испытания саргаевских отложений (испытания скважины проводились в колонне) в интервале 3246-3261 м получен фонтанный приток нефти дебитом 40 м3/сут на 6 мм штуцере. Пластовое давление, замеренное в ходе испытания, на глубине 3000 м, составило 26,79 МПа. При пересчете на условную отметку ВНК (-2905 м) пластовое давление составляет 27,99 МПа. Данная величина принята за начальное пластовое давление по залежи нефти саргаевского горизонта.
Скважина 122 введена в эксплуатацию в феврале 2007 года фонтанным способом. В первый месяц эксплуатации скважиной отработано 13,5 суток, средний дебит нефти составил 15,4 т/сут, продукция скважины безводная.
Однако уже в следующем месяце дебит по скважине снизился до 3 т/сут. В конце марта произведен замер пластового давления. Давление в скважине в пересчете на условную отметку ВНК (-2905 м) составило 27,55 МПа. Таким образом, при отборе из скважины 301 т нефти, давление снизилось на 0,4 МПа.
В конце апреля 2007 года скважину 122 переводят на механизированный способ эксплуатации (НВ-44). С переводом скважины на ШГН в продукции появляется вода 80 % плотностью 1,2 г/см3. В процессе дальнейшей эксплуатации скважины дебит по нефти снижается с 3,6 т/сут до 1,6 т/сут, обводнённость добываемой продукции увеличивается до 85 % (плотность воды 1,2 г/см3).
В июле 2007 года скважина 122 была остановлена для проведения ремонтных работ по переходу на семилукский горизонт. При проведении ремонтных работ в скважине 122 проводились работы по определению работающих интервалов. Исходя из результатов исследования, при эксплуатации саргаевского горизонта, рабочим являлся интервал 3246-3257,6 м. По данным термометрии отмечается поступление жидкости по заколонному пространству из вышележащих пластов (с глубины 3231 м).
Исходя из проведенных исследований, не исключено, что добываемая вода из саргаевского горизонта, могла по заколонному пространству поступать из вышележащих интервалов.
По состоянию на 01.01.2011 года залежь нефти саргаевского горизонта не разрабатывается из-за отсутствия добывающего фонда. Скважина 122 переведена на залежь нефти семилукского горизонта. Всего из залежи отобрано 529 т нефти и 758 т жидкости за период с февраля 2007 по июль 2007 года. Остаточные извлекаемые запасы составляют 21,471 тыс. т нефти. Достигнут коэффициент нефтеизвлечения 0,005 при проектном 0, 194.
2.1.2 Залежь нефти семилукского горизонта
Залежь нефти семилукского горизонта открыта в 1971 году.
Разработка залежи нефти семилукского горизонта начата в декабре 1971 года вводом в эксплуатацию добывающей скважины 18.
Скважина 18 вступила в эксплуатацию фонтанным спобом с начальным дебитом нефти 76 т/сут. Период фонтанной эксплуатации продолжался 15 месяцев и сопровождался резким падением объёмов добычи нефти, что может свидетельствовать о недостаточной энергетике пластовой системы. В феврале 1973 года скважина 18 была остановлена для проведения испытаний воронежского горизонта. При проведении испытательных работ произошел обрыв насосно-компрессорных труб, в результате чего семилукский горизонт был перекрыт. В сентябре 1973 года скважина 18 была переведена на залежь нефти воронежского горизонта.
Скважина 18 работала на воронежской залежи до 2007 года. По состоянию на 01.01.2011 года скважина 18 находится в действующем добывающем фонде на залежи нефти семилукского горизонта.
В декабре 1975 года введена в эксплуатацию на залежь нефти семилукского горизонта скважина 36. При испытании скважины пластовое давление, замеренное на глубине 3000 м и приведенное к отметке ВНК (-2909 м), составило 26,4 МПа, что ниже начального пластового давления по залежи на 8,7 МПа (рис.2.1.).
В апреле 1982 года на залежь нефти семилукского горизонта фонтанным способом с начальным дебитом 21 т/сут была введена скважина 75.
За весь период эксплуатации скважиной 75 залежи нефти семилукского горизонта было отобрано 22,6 тыс. т нефти и 109 т воды удельного веса 1,22-1,24 г/см3.
Следующей скважиной введенной из бурения с целью эксплуатации залежи нефти семилукского горизонта стала скважина 74. Скважина бурилась в качестве нагнетательной, но попав в приконтурную зону, была введена в отработку в качестве добывающей, в феврале 1983 года. В апреле 1984 введена в эксплуатацию скважина 76, начальный дебит нефти составил 10,2 т/сут. Способ эксплуатации фонтанный. В марте 1985 года скважину 76 переводят в контрольный фонд, в котором скважина находилась до октября 1988 года. За это время давление в остановленной скважине 76 восстановилось с 20,3 МПа до 26-27 МПа. В октябре 1988 года скважину 76 вновь вводят в эксплуатацию. Дебит нефти при вводе составляет 2,4 т/сут нефти.
В октябре 1984 в эксплуатацию на залежь нефти семилукского горизонта вводится добывающая скважина 77. При испытании в колонне на глубине 3000 м было замерено пластовое давление, которое в пересчете на отметку ВНК (-2909 м) составило 22,1 МПа и соответствовало текущему давлению по залежи (рис.2.1.). Скважина 77 была переведена в контрольный фонд (02.1985 г.) по причине резкого снижения пластового давления. Пластовое давление на момент перевода скважины в контрольный фонд составляло 12,4 МПа.
За время нахождения скважины в контрольном фонде пластовое давление восстановилось практически до начального и составило 34,7 МПа. В октябре 2009 года скважину 77 перевели на залежь нефти воронежского горизонта. Всего из залежи нефти семилукского горизонта скважиной 77 отобрано 7,8 тыс. т нефти.
В 2007 году в эксплуатацию на залежь нефти семилукского горизонта с залежи нефти саргаевского горизонта была введена добывающая скважина 122.
По состоянию на 01.01.2011 года скважина 122 находится в действующем добывающем фонде на залежи нефти семилукского горизонта.
Таким образом, с начала разработки в эксплуатации на залежи нефти семилукского горизонта находилось 8 скважин (18, 36, 74, 75, 76, 77, 78 и 122). График движения фонда скважин залежи нефти семилукского горизонта представлен на рис.2.2 а. Начальный период разработки залежи нефти семилукского горизонта характеризуется высокими отборами (рис.2.2 б). Динамика технологических показателей разработки залежи нефти семилукского горизонта сведена в таблицу 2.1 За период с декабря 1971 по февраль 1973 было отобрано 13,7 тыс. т нефти. В эксплуатации на залежи находилась единственная добывающая скважина 18. Разработка залежи велась на естественном режиме с падающей добычей.
Судить об энергетическом состоянии залежи не предоставляется возможным, так как манометрические замеры пластового давления в это время не производились. Исходя из работы скважины можно предположить, что давление в залежи снижалось и довольно резкими темпами (рис.2.1.).
Как видно из графика разработки залежи нефти семилукского горизонта, обводненность продукции в течение 2007-2010 годов то возрастает, то снижается резкими темпами. Снижение обводненности по скважине 122 привело и к снижению обводненности в целом по залежи нефти семилукского горизонта (рис.2.2 б). Отборы нефти из залежи стали больше и в среднем составляли 340 т в месяц.
С такими средними отборами по залежи и в настоящее время осуществляется разработка залежи нефти семилукского горизонта.
По состоянию на 01.01.2011 года залежь нефти семилукского горизонта эксплуатируется двумя добывающими скважинами 18 и 122 без поддержания пластового давления.
Скважина 18 работает с дебитом нефти 10,2 т/сут и обводненностью добываемой продукции 9 % (плотность воды 1,2 г/см3). Добыча нефти в месяц составляет 305 т. Дебит нефти по скважине 122 составляет 6,3 т/сут, обводненность продукции - 34 % (плотность попутно добываемой воды - 1,2 г/см3). Добыча нефти в месяц составляет 176 т.
Таблица 2.1 - Динамика показателей разработки залежи нефти семилукского горизонта Давыдовского месторождения
|
Год |
Добыча за год, тыс. т |
Темп отбора от НИЗ, % |
Дебит т/сут |
Обводненность, % |
Накопленная добыча, тыс. т |
Ввод доб. скв. |
Действ. фонд скважин * |
Закачка, тыс. м3 |
Компенсация, % |
|||||||
|
нефти |
жидк. |
нефти |
жидк. |
нефти |
жидк. |
добыв. |
нагн. |
годов. |
накопл. |
годов. |
накопл. |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
|
|
1971 |
0,02 |
0,02 |
0,01 |
5,0 |
5,0 |
0 |
0,02 |
0,02 |
1 |
1 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1972 |
13,07 |
13,07 |
5,71 |
36,3 |
36,3 |
0 |
13,08 |
13,08 |
- |
1 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1973 |
0,58 |
0,58 |
0,25 |
12,6 |
12,6 |
0 |
13,66 |
13,66 |
- |
1 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1974 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
1975 |
0,02 |
0,02 |
0,01 |
0,8 |
0,8 |
0 |
13,68 |
13,68 |
- |
1 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1976 |
1,27 |
1,27 |
0,55 |
3,8 |
3,8 |
0 |
14,95 |
14,95 |
- |
1 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1977 |
4,10 |
4,43 |
1,79 |
11,5 |
12,5 |
7,56 |
19,05 |
19,38 |
- |
1 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1978 |
4,35 |
4,35 |
1,90 |
12,3 |
12,3 |
0 |
23,40 |
23,73 |
- |
1 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1979 |
0,58 |
0,58 |
0,25 |
1,6 |
1,6 |
0 |
23,97 |
24,31 |
- |
1 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1980 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,0 |
0,0 |
0 |
23,99 |
24,32 |
- |
1 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1981 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,0 |
0,0 |
0 |
24,00 |
24,33 |
- |
1 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1982 |
7,07 |
7,07 |
3,09 |
11,6 |
11,6 |
0 |
31,07 |
31,41 |
1 |
2 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1983 |
7,13 |
7,60 |
3,11 |
18,2 |
19,4 |
6,21 |
38, 20 |
39,01 |
- |
2 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1984 |
5,82 |
5,82 |
2,54 |
9,0 |
9,0 |
0 |
44,02 |
44,83 |
1 |
3 |
1 |
86,49 |
86,49 |
681 |
89 |
|
|
1985 |
0,44 |
0,44 |
0, 19 |
3,6 |
3,6 |
0 |
44,46 |
45,27 |
- |
3 |
1 |
104,88 |
191,37 |
10944 |
196 |
|
|
1986 |
0,13 |
0,13 |
0,06 |
10,5 |
10,5 |
0 |
44,59 |
45,40 |
- |
1 |
2 |
78,12 |
269,49 |
28401 |
275 |
|
|
1987 |
3,01 |
3,01 |
1,31 |
5,2 |
5,2 |
0 |
47,60 |
48,41 |
2 |
3 |
1 |
8,71 |
278, 20 |
133 |
266 |
|
|
1988 |
3,43 |
3,43 |
1,50 |
2,9 |
2,9 |
0 |
51,02 |
51,83 |
1 |
4 |
1 |
17,68 |
295,88 |
236 |
264 |
|
|
1989 |
3,98 |
3,98 |
1,74 |
2,8 |
2,8 |
0 |
55,01 |
55,81 |
- |
4 |
1 |
20,9 |
316,78 |
240 |
262 |
|
|
1990 |
12,99 |
13,00 |
5,67 |
8,9 |
8,9 |
0,10 |
67,99 |
68,81 |
- |
4 |
0 |
12,22 |
329,00 |
43 |
221 |
|
|
1991 |
9,14 |
9,44 |
3,99 |
8,4 |
8,6 |
3,15 |
77,14 |
78,25 |
- |
4 |
1 |
6,56 |
335,56 |
32 |
198 |
|
|
1992 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0 |
1 |
3,294 |
338,85 |
- |
200 |
|
|
1993 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1994 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1995 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0 |
0 |
- |
- |
- |
-ё |
|
|
1996 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1997 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0 |
0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
1998 |
0,39 |
0,39 |
0,17 |
5,3 |
5,3 |
0 |
77,52 |
78,64 |
1 |
1 |
0 |
- |
338,85 |
- |
199 |
|
|
1999 |
1,76 |
1,82 |
0,77 |
5,1 |
5,3 |
3, 19 |
79,28 |
80,46 |
- |
1 |
1 |
12,332 |
351, 19 |
317 |
202 |
|
|
2000 |
0,41 |
0,41 |
0,18 |
1,1 |
1,1 |
0 |
79,69 |
80,87 |
- |
1 |
1 |
6,08 |
357,27 |
678 |
204 |
|
|
2001 |
3,16 |
3,38 |
1,38 |
6,1 |
6,5 |
6,59 |
82,85 |
84,25 |
1 |
2 |
0 |
- |
357,27 |
- |
196 |
|
|
2002 |
2,56 |
2,84 |
1,12 |
3,5 |
3,9 |
9,75 |
85,42 |
87,09 |
- |
2 |
0 |
- |
357,27 |
- |
190 |
|
|
2003 |
1,36 |
1,61 |
0,59 |
2,2 |
2,7 |
15,55 |
86,77 |
88,70 |
- |
2 |
0 |
- |
357,27 |
- |
187 |
|
|
2004 |
0,39 |
0,39 |
0,17 |
1,1 |
1,1 |
0 |
87,16 |
89,09 |
- |
1 |
0 |
- |
357,27 |
- |
186 |
|
|
2005 |
0,11 |
0,11 |
0,05 |
0,8 |
0,8 |
0 |
87,27 |
89, 19 |
- |
1 |
0 |
- |
357,27 |
- |
186 |
|
|
2006 |
0,13 |
0,13 |
0,06 |
2,6 |
2,6 |
0 |
87,40 |
89,32 |
- |
1 |
0 |
- |
357,27 |
- |
186 |
|
|
2007 |
1,57 |
3,39 |
0,68 |
2,6 |
5,7 |
53,78 |
88,96 |
92,71 |
2 |
3 |
0 |
- |
357,27 |
- |
181 |
|
|
2008 |
3,23 |
7,72 |
1,41 |
3,1 |
7,3 |
58, 19 |
92, 19 |
100,43 |
- |
3 |
0 |
- |
357,27 |
- |
171 |
|
|
2009 |
3,70 |
6,29 |
1,62 |
3,9 |
6,6 |
41,07 |
95,89 |
106,71 |
- |
3 |
0 |
- |
357,27 |
- |
163 |
|
|
2010 |
4,40 |
6,64 |
1,92 |
6,3 |
9,4 |
33,75 |
100,29 |
113,35 |
- |
2 |
0 |
- |
357,27 |
- |
155 |
|
|
2011 |
5,964 |
7,452 |
2,6 |
7,8 |
9,8 |
20,0 |
106,25 |
120,80 |
- |
3 |
0 |
- |
357,27 |
- |
146 |
В сентябре 2011 года по скважине 18 была произведена оптимизация насосного оборудования (НВ44/НВ38) с доуглублением, в результате чего дебит нефти увеличился с 7,7 т/сут до 9,6 т/сут. Эффект от проведенного мероприятия составил 210 т дополнительно добытой нефти. По состоянию на 01.01.2012 года скважина 18 эксплуатируется с дебитом 9,9 т/сут. Продукция скважины безводная. Объём добычи в месяц составляет 297 т.
Всего за отчётный период скважиной добыто 3,106 тыс. т. нефти, в 2010 году добыча нефти по скважине 18 составила 2,448 тыс. т. Динамический уровень в скважине до перевода на НВ-44 удерживался на глубине 900-1000 м, после перевода скважины 18 на НВ-38 и доуглубления (с 1805 м до 2001 м) уровень в скважине составляет порядка 800 м. В целом работу скважины можно охарактеризовать как стабильную.
Добывающая скважина 122 в отчётный период работала механизированным способом (ШГН) со среднесуточным дебитом нефти 6,4 т/сут и обводнённостью добываемой продукции 35 %. Как и по добывающей скважине 18, по скважине 122 отмечается снижение обводненности добываемой продукции. Среднегодовая обводненность продукции в 2009 году составляла 52 %, обводненность за 2010 год составила 41 %, за 2011 год - 35 %. При этом объём закачиваемой при технологических обработках воды в 2009 году составлял 1,685 тыс. м3 воды, в 2010 году - 1,576 тыс. м3 воды, в 2011 году в скважину 122 было закачано 1,069 тыс. м3 технологической воды. Производительность скважины по сравнению с предыдущим отчетным периодом увеличилась на 0,9 т/сут. В течение 2011 года динамический уровень по скважине удерживался на глубине 800 м.
Как и по добывающей скважине 18, по скважине 122 в сентябре 2011 года произведена оптимизация с доуглублением (НВ44/НВ38 с 1083,5 до 2000 м). При этом в первый месяц после ввода в эксплуатацию по скважине наблюдалось увеличение содержания воды в продукции (с 7 % до 69 %). В октябре месяце обводненность по скважине 122 снизилась до нуля процентов, дебит нефти при этом составил 10,4 т/сут. Эффект от проведенной оптимизации в 2011 году составил 115 т дополнительно добытой нефти.
По состоянию на 01.01.2012 года скважина 122 эксплуатируется с дебитом нефти 6,9 т/сут, обводненность продукции составила 42 %.
Всего за 2011 год скважиной 122 отобрано 2,281 тыс. т нефти, отбор в 2010 году составлял 1,950 тыс. т нефти.
С целью увеличения добычи нефти и выработки остаточных извлекаемых запасов подсолевых залежей Давыдовского месторождения в 2010 году было принято решение восстановить вторым стволом скважину 76.
Скважина 76s3 вступила в эксплуатацию в январе 2011 года с начальным дебитом 0,9 т/сут с обводненностью добываемой продукции 93 % (плотность воды 1,26 г/см3). Пластовое давление, замеренное в скважине при вводе в эксплуатацию, составило 23,6 МПа и соответствовало текущему давлению по залежи. С дебитом 0,4 т/сут и обводненностью продукции 97 % скважина эксплуатировалась до 16 февраля 2011 года и затем была остановлена, для определения источника поступления воды.
Разработка залежи нефти семилукского горизонта с 2000 года осуществляется без системы поддержания пластового давления.
В процессе эксплуатации нагнетательных скважин семилукского горизонта в залежь было закачано 357,3 тыс. м3, накопленная компенсация по состоянию на 01.01.2012 года составляет 146 %.
Пластовое давление, согласно замеру, произведенному в скважине 122 в декабре 2010 года, составляет 23 МПа (давление приведено к отметке ВНК - 2909 м). В течение 2011 года замеров пластового давления в скважинах добывающего фонда не проводилось.
С момента прекращения нагнетания (2000 год) пластовое давление снизилось с 27 МПа до 23 МПа. Отбор нефти с 2000 года по состоянию на 01.01.2012 года составил 26,731 тыс. т нефти. Отбор на единицу снижения пластового давления - 6,683 тыс. т нефти.
В целом, применяемая на залежи нефти семилукского горизонта система разработки достаточно эффективна. С 2006 года годовые объёмы добычи со 0,126 тыс. т были увеличены до 5,964 тыс. т нефти, что связано с увеличением количества скважин добывающего фонда и снижением обводненности продукции. Но для дальнейшей выработки остаточных извлекаемых запасов нефти в количестве 123 тыс. т, необходима организация системы поддержания пластового давления. Проектным документом запланирована организация системы ППД в 2013 году, путём осуществления одновременно-раздельной закачки воды в нагнетательную скважину 74, относящуюся по состоянию на 01.01.2012 года к нагнетательному фонду воронежской залежи нефти Давыдовского месторождения.
Также проектным документом предусматривается увеличение количества скважин добывающего фонда на 2 единицы: бурение и ввод в эксплуатацию второго ствола из скважины 77 Давыдовской, бурение и ввод в эксплуатацию новой добывающей скважины 72 Давыдовской.
В отчётный период добыча нефти по залежи составила 5,964 тыс. т. нефти. Основной причиной невыполнения норм отбора является неэффективность бурения скважины 76s3 Давыдовской.
2.1.3 Залежь нефти воронежского горизонта
Разработка залежи нефти воронежского горизонта начата в сентябре 1973 года путем перевода добывающей скважины 18 с залежи нефти семилукского горизонта.
При испытании в колонне интервала 2981-3017 м был получен приток нефти дебитом 53,5 м3/сут на 10-ти мм штуцере. Пластовое давление, замеренное в ходе испытания на глубине 2999 м в пересчете на отметку ВНК (-2909 м), составило 34,1 МПа. Данная величина принята за начальное пластовое давление в залежи.
Второй период, декабрь 1974-июнь 1976, характеризуется снижением отборов почти в 2,5 раза и снижением дебита нефти с 40 т/сут до 12 т/сут с последующим падением до 1 т/сут. При этом пластовое давление восстановилось с 30,2 МПа до 32 МПа (рис.2.3.). Накопленная добыча за второй период составила 4,779 тыс. т нефти.
Всего за время фонтанной эксплуатации скважиной 18 отобрано 27,439 тыс. т безводной нефти.
С марта 1985 года скважина 18 была остановлена и переведена в контрольный фонд из-за снижения пластового давления до 20-22 МПа. За время нахождения скважины в контрольном фонде пластовое давление восстановилось до начального и даже превысило его (рис.2.3.), что указывает на наличие источника энергии.
С мая 1986 года скважина 18 была введена в эксплуатацию. Через месяц после ввода в продукции скважины появилась вода 99 %, плотностью 1,22 г/см3. Обводненность составляла 99 %. Всего скважиной 18 за это время было отобрано 623 т воды. С целью сдерживания дальнейшего поступления воды скважина 18 была переведена в бездействие.
В июне 2007 года по причине полной обводненности скважина 18 была переведена на залежь нефти семилукского горизонта.
Всего скважиной 18 с залежи нефти воронежского горизонта отобрано 116,079 тыс. т нефти и 15,918 тыс. т воды.
В июне 1995 года в эксплуатацию на залежь нефти воронежского горизонта с залежи нефти семилукского горизонта была переведена добывающая скважина 76. Пластовое давление, замеренное в скважине при переводе на залежь нефти воронежского горизонта, составило 28,9 МПа, что соответствовало текущему давлению по залежи.
Скважина 76 вступила в эксплуатацию фонтанным способом в периодическом режиме с начальным дебитом 1,71 т/сут безводной нефти.
С целью снижения обводненности добываемой продукции и увеличения отборов нефти по скважине 76 проводят изоляционные работы.
В процессе дальнейшей эксплуатации обводненность продукции не снижается и по скважине в апреле-мае 2000 года вновь проводят изоляционные работы.
После проведения повторных изоляционных работ скважина 76 вступает в эксплуатацию с дебитом нефти 8 т/сут. Обводненность продукции с 96 % снижается до 69 %. Отборы нефти увеличиваются до 200 т в месяц. Однако уже к июлю 2001 года обводненность продукции вновь достигает предельных значений, объёмы добычи резко сокращаются.
Отобрав 3,535 тыс. т нефти и 16,081 тыс. т воды скважину 76 переводят в контрольный фонд. За время нахождения скважины 76 в контрольном фонде пластовое давление по скважине снижается с 24 МПа до 22 МПа. В начале 2006 года на залежи нефти воронежского горизонта организовывают систему поддержания пластового давления, что положительно сказывается на поведении давления в скважине 76. Согласно замерам, производимым в скважине, пластовое давление начинает восстанавливаться. На момент ввода скважины 76 в эксплуатацию из контрольного фонда, пластовое давление восстановилось с 22,7 МПа до 25,5 МПа.
Всего скважиной 76 из залежи нефти воронежского горизонта отобрано 3,666 тыс. т нефти и 16,081 тыс. т воды.
В мае 1998 года с залежи нефти семилукского горизонта на залежь нефти воронежского горизонта переведена добывающая скважина 75.
Скважина 75 вступила в эксплуатацию фонтанным способом в периодическом режиме. Начальный дебит нефти составил 13,6 т/сут безводной нефти.
Высокие отборы нефти приводят к резкому снижению пластового давления. Так при отборе 13,351 тыс. т безводной продукции пластовое давление с 28,1 МПа снизилось до 22 МПа. Удельный отбор на единицу снижения пластового давления составил 2,1 тыс. т нефти.
По состоянию на 01.01.2011 года скважина 75 продолжает эксплуатировать залежь нефти воронежского горизонта.
В январе 2004 года на залежь нефти воронежского горизонта была переведена добывающая скважина 78, эксплуатировавшая до этого времени залежь нефти семилукского горизонта.
Начальный период эксплуатации скважины сопровождался постепенным снижением дебита нефти. При снижении дебита до 8,7 т/сут, скважину 78 переводят на менее производительный насос (НВ-38) с доуглублением. Скважина вступает в эксплуатацию с дебитом 11 т/сут безводной нефти. В процессе эксплуатации дебит нефти снижается. Спустя год производят смену НВ-38 на НВ-44. Дебит нефти при этом составил 10,7 т/сут безводной нефти. Дальнейшая эксплуатация скважины происходила при среднем дебите 8,5 т/сут безводной нефти. Отборы нефти составляли 200-330 т в месяц. В целом работу скважины можно охарактеризовать как стабильную. Что касается поведения пластового давления по добывающей скважине 78, то согласно замерам, пересчитанным по уровню, с момента организации на залежи закачки (январь 2006 года) наблюдается явный рост давления
В настоящее время скважина 78 находится в действующем добывающем фонде на залежи нефти воронежского горизонта.
Добывающая скважина 77 введена в эксплуатацию на залежь нефти воронежского горизонта в октябре 2009 года. До перевода на воронежский горизонт скважина эксплуатировала залежь нефти семилукского горизонта и по причине низкой производительности была переведена на воронежский горизонт.
По состоянию на 01.01.2011 года скважина 77 находится в действующем добывающем фонде залежи нефти воронежского горизонта.
Таким образом, с начала разработки в эксплуатации на залежи нефти воронежского горизонта находилось 5 скважин (18, 76, 75, 78 и 77). Начальный период разработки залежи нефти воронежского горизонта характеризуется работой скважины 18 и сопровождается высокими отборами и соответственно снижением пластового давления (рис.2.4.). Динамика технологических показателей залежи нефти воронежского горизонта сведена в таблицу 2.2 За период с сентября 1973 по февраль 1985 из залежи нефти воронежского горизонта было отобрано 86,236 тыс. т безводной нефти, что составляет 39 % от начальных извлекаемых запасов (224 тыс. т нефти).
В попытке оценить реальные объёмы закачки по залежам нефти семилукского и воронежского горизонтов можно выделить две группы неопределенности. Первая связана с геологическим строением. На залежах есть два тектонических нарушения амплитудой около 20 м. Если разломы проницаемы, то вполне вероятна ситуация, когда закачиваемая, например, в семилукскую залежь вода могла поступать по эти нарушениям в воронежскую залежь. Вторая неопределенность связана с техническим состоянием скважин.
При рассмотрении технического состояния скважины 74 выявлено следующее:
по результатам АКЦ от 19.01.1983 года по скважине 74 практически по всему стволу отмечаются нарушение целостности цементного камня, что теоретически обязательно должно было вызвать перераспределение закачиваемой воды по залежам или просто её потери.
Первый период восстановления пластового давления по скважине 18 совпадает с периодом осуществления скважиной 74 закачки в залежь нефти семилукского горизонта. При этом по скважинам семилукского горизонта реакция на закачку наблюдается лишь спустя два с половиной года, когда объём закачки воды составлял порядка 236 тыс. м3. Пластовое давление в одной из скважин залежи нефти семилукского горизонта достигает значения начального (рис.2.1). Разность между объёмами закачанной воды и отобранной в пластовых условиях продукции по залежи нефти семилукского горизонта на тот момент составляет 125 тыс. м3.
Подобные документы
Характеристика Сосновского нефтяного месторождения в Беларуси. Количество запасов, сбор и транспорт нефти и газа. Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.
реферат [12,2 K], добавлен 29.12.2010Геологическое 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 19.09.2011Геологическое строение месторождения. Стратиграфия и литология осадочного разреза. Физико-химические свойства и состав нефти, газа и вод. Анализ технологических показателей разработки залежи. Анализ современного этапа разработки, проводимых мероприятий.
дипломная работа [1,6 M], добавлен 11.12.2013Геолого-промысловая характеристика Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия разреза. Состав и свойства пород продуктивных пластов. Стадии разработки месторождения, способы эксплуатации и замер скважин. Промысловая подготовка нефти.
отчет по практике [143,9 K], добавлен 08.12.2015Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.07.2015Геологическое строение Малодушинского месторождения, характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза, тектоническое описание продуктивных горизонтов. Технология разрыва пластов для различных условий. Подготовка оборудования и выбор скважин.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 03.06.2015Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта.
контрольная работа [4,8 M], добавлен 27.11.2013Геологическое 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- Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения
Геологическая характеристика Сосновского месторождения, тектоника и нефтегазоносность. Анализ структуры фонда скважин, технологические показатели разработки и эксплуатации; пластовое давление в зонах отбора и закачки; выработка запасов нефти из пластов.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 22.04.2013 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и общие сведения о запасах. История освоения месторождения. Анализ показателей работы фонда скважин. Основные методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти.
курсовая работа [6,5 M], добавлен 22.01.2015
