Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Особенности геологического строения Нефтегорского месторождения и его перспективы, связанные с доразработкой майкопских отложений

Особенности геологического строения Нефтегорского месторождения и его перспективы, связанные с доразработкой майкопских отложений

Геологическое и тектоническое строение Нефтегорского месторождения, перспективы его доразработки в майкопских отложениях. Анализ материалов эксплуатационного бурения. Обоснование системы разработки с целью повышения отдачи нефти из майкопских отложений.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 17.04.2015
Размер файла 5,1 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.

Страница:

Несмотря на то, что все залежи Нефтегорского месторождения относятся к группам литологически-экранированных и литологически-ограниченных, добыча воды существенно превышает закачку воды, что может свидетельствовать о притоках воды не из проектных интервалов.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,376 (при утвержденном - 0,485), отбор от НИЗ - 77,7%, средняя обводненность продукции - 95,3%.

Максимальные показатели по нефти на уровне 878,9 тыс. т достигнуты в 1932 г., накопленная добыча на этот момент составила 1800 тыс. т, или 14,8% от начальных извлекаемых запасов. В этом же году были достигнуты максимальные годовые отборы жидкости.

В 2010 году годовая добыча нефти из 19 скважин действующего фонда месторождения составила 4,2 тыс. т (при темпе отбора от НИЗ - 0.03%), жидкости - 89,7 тыс. т, текущая обводненность продукции - 95,3%; в 2 скважины было закачано 105,7 тыс. м3 воды.

Распределение объемов накопленной добычи нефти по горизонтам и динамика их ввода в разработку представлена на рисунке 3.2 Показатели выработки по месторождению в целом представлены в табл.3.1.

Месторождение находится на четвертой стадии разработки, характеризующейся стабилизацией уровней добычи нефти (после стадии снижения)

Таблица 3.1 - Показатели выработки Нефтегорского месторождения

Показатели

В целом по месторождению

Балансовые запасы нефти, тыс. т

25 085

Извлекаемые запасы нефти, тыс. т

12 160

Конечный КИН

0,485

Текущая добыча нефти, тыс. т/год

4,2

Накопленная добыча нефти, тыс. т

9 443

Текущий КИН, доли ед.

0,376

Отбор от НИЗ, %

77,7

Текущая добыча жидкости, тыс. т/год

89,7

Накопленная добыча жидкости, тыс. т

18 993

Текущая обводненность, %

95,3

Фонд действ. добывающих скважин

19

Фонд действ. нагнетательных скважин

2

Текущая закачка воды, тыс. м3/год

105,7

Накопленная закачка воды, тыс. м3

5 871

3.2 Характеристика текущего состояния разработки VI горизонта

На Нефтегорском месторождении данный объект является основным по величине запасов. Промышленная нефтеносность связана с одной нефтяной залежью. Доля запасов в структуре начальных геологических и извлекаемых запасов нефти месторождения составляет:

по промышленной категории А+С1 - 86% (21610 тыс. т) геологических и 91% (11093 тыс. т) извлекаемых запасов.

Среднее значение проницаемости по VI горизонту составляет 665 мД, пористости 0,26 д. ед., нефтенасыщенности 0,76 д. ед. Пласт характеризуются достаточно большими нефтенасыщенными толщинами (10,7 м).

Разработка горизонта была начата с 1923 г. одной скважиной №1-19 с дебитом нефти 100 т/сут.

С 1927 г. разведочное бурение получило более интенсивное развитие, которое велось профилями, скважины, располагались по одной прямой на расстоянии 300-400 м одна от другой по 6-8 скважин на профиле вкрест простирания коллектора. Ряд скважин на профиле захватывал расстояние до 2,5 км, расстояния между профилями составляли в среднем около 1 км.

Такой порядок разведки позволял определить площадь месторождения, его длину, ширину и найти водонефтяной контакт вниз по падению VI-го горизонта.

На долю VI горизонта приходится более 94% накопленной добычи нефти месторождения.

За весь срок разработки накопленная добыча нефти составила 8898 тыс. т - что составляет 94% от общей добычи месторождения, жидкости - 17443тыс. т. Закачка воды с начала разработки составила 5870,8 тыс. м3, закачка газа - 521,6 млн. м3. Запасы нефти данного объекта считаются наиболее выработанными на месторождении. Отбор от НИЗ составляет 80,2%, текущий КИН 0,412 д. ед. при средней обводненности продукции 95,6% [3].

Карта накопленных отборов VI-го горизонта представлена на рисунке 3.3 Реализованная на объекте система разработки обеспечила не равномерную выработку пласта. Карта удельных отборов нефти, представленная на рисунке 3.4., иллюстрирует наибольшие отборы нефтяной продукции в центральной и северной частях залежи, вследствие более высоких пластовых давлений, в связи с реализованной системой ППД. В южной части горизонта, находящейся на более высоких гипсометрических отметках на 500м выше зоны влияния закачки, так же имеются удельные отборы сопоставимые с отборами скважин в центральной части, однако такие отборы характерны для скважин, раннего периода бурения, в остальном удельные отборы порядком ниже.

Рисунок 3.3 Карта накопленных отборов по состоянию на 01.01.2011 г. VI горизонт

Годовая добыча нефти за 2010 год составила 3,9 тыс. т, жидкости - 89,4 тыс. т, при средней обводненности 14-ти действующих скважин 95,6%. Годовая закачка воды из двух нагнетательных скважин составила 105,7 тыс. м3, текущая компенсация отборов - 113%. Среднегодовой дебит нефти 1,0 т/сут и 22,8 т/сут жидкости. Средняя приемистость одной скважины 145,5 м3/сут.

Карта состояния разработки VI-го горизонта на 01.01.2011 г. представлена на рисунке 3.5 На карте текущего состояния хорошо видно, что работают лишь отдельные скважины с высокой обводненностью, причем южная часть залежи не охвачена системой ППД.

Рисунок 3.5 Карта текущего состояния на 01.01.2011 г. VI горизонт

По состоянию на 01.01.2011 г. на объекте числятся 344 скважины (321 - добывающая, 23 - нагнетательных), эксплуатационный фонд составляет 16 добывающих скважин и 10 нагнетательных, ликвидированы или ожидают ликвидации 190 скважин. В консервации находится четыре скважины, в наблюдении - 46 единиц. Ситуация с фондом скважин на сегодняшний день является неудовлетворительной. Большая часть фонда ликвидирована по техническому состоянию и геологическим причинам, остальная находится в бездействии и консервации. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 3.2

Таблица 3.2-Характеристика фонда скважин VI горизонта

Полнота выработки запасов нефти Нефтегорского месторождения во многом предопределяется природными особенностями геологического строения, геолого-физической и энергетической характеристикой залежей и применяемой технологией их разработки.

Из геологической изученности месторождения известно, что в его залежах горизонтов нефть содержится в отложениях песков и разной крепости (сцементированности) песчаников и алевролитов, находящихся внутри майкопской свиты, являющейся нефтематеринской толщей.

Залежь VI горизонта имеет малую глубину залегания (300-1300 м), но большой угол падения - 100 с юга на север, при этом этаж нефтеносности составляет 900 м. Начальное пластовое давление до 12 МПа и газосодержание нефти - 92 м3/т.

Залежь практически со всех сторон ограничена линией замещения (выклинивания) коллекторов, и только на севере имеется узкая полоса условного контура "нефть-вода", длина которого составляет менее 10 % от общего периметра залежи. Малая доля периметра возможной связи залежи с контурными водами, большая длина - 7км и высокий этаж нефтеносности, исключают возможность выработки запасов за счет вытеснения нефти контурными водами. Залежи разрабатывались в основном за счет других видов пластовой энергии (рис.3.6.).

Одной из важнейших задач анализа выработки запасов является оценка величины и зон локализации остаточных запасов нефти в пределах начального объема залежей продуктивных пластов. Для решения этой задачи существует несколько методов. В настоящем разделе для анализа современного состояния выработки запасов нефти использован метод обобщенных характеристик вытеснения и гидродинамическое моделирование. Метод характеристик вытеснения представляет собой эмпирические зависимости определения кривой характеристики вытеснения, которая определяется сложившейся динамикой обводнения залежи или участка месторождения. Как известно, характеристика вытеснения интегрально отражает реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения залежей. Преобразование технологических показателей разработки в виде характеристик вытеснения и подбор по ним соответствующих эмпирических зависимостей позволяет спрогнозировать возможные объемы нефтеизвлечения.

Рисунок 3.6 Карта плотности остаточных подвижных запасов VI горизонта [2]

Оценка извлекаемых запасов нефти объекту, выполненная методом характеристик вытеснения, который предусматривает дальнейшую эксплуатацию объектов при сложившейся системе разработки без ее изменения приведена на рисунке 3.7 Оценка извлекаемых запасов произведена на расчетную обводненность продукции 98%.

Рисунок 3.7 Оценка извлекаемых запасов. VI горизонт.

Согласно расчетам, текущая тенденция разработки позволит извлечь 9088 тыс. т нефти и достичь коэффициента нефтеотдачи 0,420 при утвержденном 0,485. Вследствие этого предполагается задействовать неликвидированный фонд с проведением на нем ГТМ, кроме того - бурение новых добывающих и нагнетательных скважин в зонах повышенной плотности остаточных запасов.

3.3 Характеристика текущего состояния разработки IV горизонта

На Нефтегорском месторождении данный объект является вторым по величине остаточных извлекаемых запасов. Промышленная нефтеносность связана с одной нефтяной залежью.

Среднее значение проницаемости по IV горизонту составляет 137 мД, пористости 0,2 д. ед., нефтенасыщенности 0,56 д. ед. Пласт характеризуются достаточно не большими нефтенасыщенными толщинами (2,6 м).

За весь срок разработки накопленная добыча нефти составила 348,2 тыс. т - что составляет 3,7% от общей добычи месторождения, жидкости - 1292,0 тыс. т. Закачки воды с начала разработки не осуществлялось. Отбор от НИЗ составляет 57,3%, текущий КИН 0,160 д. ед. при средней обводненности продукции 0,0%.

Залежь IV горизонта является литологически ограниченной. Водонефтяной контакт не установлен. Однако в продукции многих скважин, расположенных на разных гипсометрических отметках высокого этажа нефтеносности, наблюдалось появление воды с самого начала эксплуатации, что объясняется наличием в продуктивном пласте водонасыщенных интервалов. Кроме того, в некоторых скважинах после существенного снижения давления в нефтенасыщенной части коллектора начиналось интенсивное поступление на забой воды из невскрытых перфорацией водонасыщенных непроектных интервалов. В последующие годы добыча нефти постепенно снижается. За период разработки объекта 1994-2009 гг. величины годовой добычи нефти находились на уровне 0,2 - 0,9 тыс. т, дебиты по нефти, в основном, снижались - до минимальных значений, равных 0,1 т/сут. Динамика среднегодовых дебитов нефти и жидкости, представлена на рисунке 3.8., из которой наблюдается убывающая тенденция дебитов, вызванная преимущественно снижением пластового давления.

Рисунок 3.8 Динамика дебитов нефти и жидкости. IV горизонт

Карта накопленных отборов IV-го горизонта представлена на рисунке 3.9 Реализованная на объекте система разработки обеспечила не равномерную выработку пласта. Годовая добыча безводной нефти за 2010 год составила 0,187 тыс. т. Среднегодовой дебит нефти 2,3 т/сут.

Карта состояния разработки IV-го горизонта на 01.01.2011 г. представлена на рисунке 3.10. На карте текущего состояния хорошо видно, что работают лишь отдельные скважины в центральной части залежи.

По состоянию на 01.01.11 г. на объекте числятся 110 скважин, эксплуатационный фонд составляет 4 добывающих скважины, ликвидированы или ожидают ликвидации 66 скважин. В консервации находится три скважины, в наблюдении - 19 единиц.

Ситуация с фондом скважин на сегодняшний день является неудовлетворительной. Большая часть фонда ликвидирована по техническому состоянию и геологическим причинам, остальная находится в бездействии и консервации. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 3.6.

Таблица 3.3 - Характеристика структуры фонда скважин на 01.01.2011 г. IV горизонт

Залежь IV горизонта со всех сторон ограничена линией замещения (выклинивания) коллекторов, что исключает возможность выработки запасов за счет вытеснения нефти контурными водами. Залежь разрабатывалась в основном за счет других видов пластовой энергии. Обычно на литологически замкнутых залежах, разрабатываемых без поддержания пластового давления, приток нефти к забоям добывающих скважин происходит за счет энергии упругости флюидосодержащих коллекторов и режима растворенного газа. При этом чем выше начальное пластовое давление, больше величина его снижения в процессе разработки, выше начальное газосодержание нефти, тем при более высокой величине коэффициента нефтеизвлечения могут быть выработаны геологические запасы нефти.

Нефтяная залежь IV горизонта имеет существенно низкие начальные величины пластового давления и газосодержания нефти, поэтому на таком режиме не представляется возможным достижение ожидаемого коэффициента нефтеизвлечения. На данном этапе, когда давление по залежи сильно снижено, до 5.2 МПа, единственным способом поддержания пластовой энергии, для увеличения полноты выработки имеющихся остаточных геологических запасов нефти являются закачка рабочего агента, а значит создание активных систем разработки залежи.

Карта плотности остаточных подвижных запасов, полученная с помощью методов гидродинамического моделирования представлена на рисунке 3.11. Результаты расчетов выявили области локализации остаточных подвижных запасов, являющиеся приоритетными для последующего бурения и проведения геолого-технических мероприятий.

Рисунок 3.11 Плотность подвижных запасов на 01.01.2011 г. IV горизонт

3.4 Характеристика текущего состояния разработки VII горизонта

Самым нижним горизонтом майкопской серии и третьим по величине остаточных извлекаемых запасов является VII продуктивный горизонт.

Промышленная нефтеносность связана с тремя залежами нефти: две залежи находятся в районе участка Центральное поле и третья залежь приурочена к участку Павлова гора.

Центральное поле

Разработка залежи начата в 1954 г. За весь срок разработки 1954 - 2007 гг. накопленная добыча нефти составила 133 тыс. т, жидкости - 167,0 тыс. т. Вода (34 тыс. т) в основном извлечена из обособленной линзы скв. №761 в связи с возникшим в 1969 г. и устраненным в 1972 г. заколонным перетоком воды. Отбор от НИЗ составляет 46%, текущий КИН 0,218 д. ед.

Максимальная добыча приходится на первый год разработки, за этот год добыто 17,3 тыс. т. безводной нефти пятью скважинами (скв. №№ 779, 781, 782, 784, 786). В среднем на одну скважину на залежи добыто 9,5 тыс. т нефти. Распределение накопленных отборов нефти по скважинам показано на рисунке 3.12

По состоянию на 01.01.2011 г. на залежи осталась одна скважина, скв.781, в качестве наблюдательной. Остальные 13 скважин после прекращения притока нефти в разные годы переведены на вышележащие горизонты.

Рисунок 3.12 Карта накопленных отборов по состоянию на 01.01.2011 г. VII горизонт. Центральное поле

Разработка залежи окончена в 2007 г. На залежи осталась одна скв. в наблюдательном фонде. Остальные скважины после прекращения притока нефти к забоям добывающих скважин, из за падения давления, в разные годы переведены на вышележащие горизонты. Для повышения нефтеизвлечения требуется создание активной системы разработки залежи, обеспечивающей восстановление пластового давления и вытеснение нефти к забоям добывающих скважин закачиваемой водой.

Павлова гора

Разработка залежи начата в 1943 г. За весь срок разработки 1943 - 1998 гг. накопленная добыча нефти составила 52 тыс. т, жидкости - 61 тыс. т. Отбор от НИЗ составляет 44%, текущий КИН 0,118 д. ед.

В период с 1943-1950 гг. на залежи работала одна скважина. №229, которой за первые 8 лет работы глубиннонасосным (ШГН) способом было добыто 0,9 тыс. т. безводной нефти. Масштабное освоение залежи начато в 1951-1953 гг. Этот период характеризуются максимальной эффективностью. Максимальный уровень годовой добычи нефти был равным 18,8 тыс. т. в 1952 г., когда на залежи работало 16 скважин со средним дебитом безводной нефти 3,4 т/сут; при рабочей депрессии 2 МПа и средней величине коэффициента продуктивности 1,7 т/сут*МПа; начальная величина проницаемости пласта по нефти, рассчитанная по формуле Дюпюи, определена равной 0,013 мкм2.

Разработка залежи окончена в 1998 г. в связи с прекращением притока нефти к забоям добывающих скважин. В среднем на одну скважину на залежи добыто 2,7 тыс. т нефти. Для повышения нефтеизвлечения требуется создание активной системы разработки залежи, обеспечивающей восстановление пластового давления и вытеснение нефти к забоям добывающих скважин закачиваемой водой Распределение накопленных отборов нефти по скважинам показано на рисунке 3.13

Рисунок 3.13 Карта накопленных отборов по состоянию на 01.01.2011 г.

VII горизонт. Павлова гора

Сопоставление фактически достигнутых показателей разработки проектным VII горизонту не проводилось в связи прекращением эксплуатации залежей: Павлова гора - 1998 г. и Центральное поле - 2007 г.

По состоянию на 01.01.2011 г. на объекте числится: в наблюдении - 4 скважины, ликвидированы - 8 скважин, ожидают ликвидации 6 скважин. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 3.4

Таблица 3.4 - Характеристика структуры фонда скважин на 01.01.2011 г. VII горизонт

Залежи VII горизонта практически со всех сторон ограничены линией замещения (выклинивания) коллекторов. Обычно на литологически замкнутых залежах, разрабатываемых без поддержания пластового давления, приток нефти к забоям добывающих скважин происходит за счет энергии упругости флюидосодержащих коллекторов и режима растворенного газа. При этом, чем выше начальное пластовое давление, больше величина его снижения в процессе разработки, выше начальное газосодержание нефти, тем при более высокой величине коэффициента нефтеизвлечения могут быть выработаны геологические запасы нефти.

Нефтяные залежи VII горизонта имеют существенно низкие начальные величины пластового давления и газосодержания нефти, поэтому на таком режиме не представляется возможным достижение ожидаемого коэффициента нефтеизвлечения. На данном этапе, когда давления по залежам сильно снижены: Центральное поле - до 1 МПа, Павлова гора - 0,5 МПа, извлечение остаточных запасов представляется возможным только при создании активной системы разработки. По результатам расчетов получена карта остаточных подвижных запасов, представленная на рисунке 3.14 в областях с повышенной плотностью планируется проведение геолого-технологических мероприятий.

Рисунок 3.14 Плотность подвижных запасов (тыс. т/га) на 01.01.2011 г. VII горизонт.

3.5 Программа доразведки и исследовательских работ

На месторождении предусмотрено проведение исследовательских работ, контроль за разработкой.

Целевые назначения рекомендуемых комплексов исследований группируются по следующим направлениям, в зависимости от решаемых задач в период последующей доразработки месторождения:

· Уточнение структуры текущих запасов

· Изучение последствий снижения пластового давления

· Уточнение геолого-петрофизической модели

· Мероприятия по контролю за разработкой

Нефтегорское месторождение открыто в 1923 г., все запасы нефти числятся в промышленной категории. На месторождении в 1969-1989 гг. выполнялись сейсморазведочные работы. По официальным источникам пробурено свыше 1000 скважин. Во время Великой Отечественной Bойны многие скважины были ликвидированы по спецмероприятиям, а документация утеряна. Фактический материал, в разной степени представительный по качеству и объему информации, сохранился по 597 скважинам. Плотность пластопересечений составляет около 4,5 га/скв.

Таким образом, месторождение изучено с помощью сейсмического исследования и поисково-разведочного бурения в достаточной степени. Все запасы нефти числятся в промышленной категории [4].

3.5.1 Лабораторные исследования керна

Объемы и виды лабораторных исследований на образцах керна, который будет отобран из 10-15 скважин эксплуатационного фонда в начальный период освоения месторождения приведены в таблице 3.5 Комплекс петрофизических исследований на керне продуктивных отложений Нефтегорского месторождения представлен в таблице 3.6

Таблица 3.5 - Лабораторные исследования образцов керна

Вид исследований

Количество исследований, ед.

Сроки выполнения, годы

Примечание

Исполнитель

Отбор керна из 10 скважин месторождения

Сплошной отбор керна

2014 - 2016

Скв. №№ 949, 925, 901, 933, 930, 906, 910, 923, 914, 943.

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

Стандартный анализ керна. Определение ФЕС

30

2014 - 2016

На новом керне с различных пластов.

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

Определение остаточной нефтенасыщенности (коэф. вытеснения) на образцах керна различной проницаемости.

20

2014 - 2016

На новом керне с различных пластов.

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

Определение относительных фазовых проницаемостей (нефть - вода) на образцах керна различной проницаемости.

9 - 10

2014 - 2016

На новом керне с различных пластов.

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

Гранулометрический анализ

10

2014 - 2016

На новом керне с различных пластов.

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

Таблица 3.6 - Комплекс петрофизических исследований на керне продуктивных отложений

№

Наименование

Метод

Объем исследований

1. Стандартный комплекс исследований (после разгерметизации)

1.1

Открытая пористость (Кпо)

Керосинонасыщение (по методу Преображенского), водонасыщение

Исследуется 100 % образцов, кроме рыхлых

1.2

Абсолютная газопроницаемость (Кпра)

Исследуются все образцы цилиндрической формы

1.3

Остаточная водонасыщенность (Квоц) (косвенный метод)

Центрифуга

По всем образцам с Кпр > 0.5 мД

1.4

Остаточная водонасыщенность (Квоз) (прямой метод по Заксу)

Аппараты Закса

По всем образцам из продуктивных интервалов и по 2-3 на 1 м из водоносной части

1.5

Объемная плотность (уп)

Парафинированием

По всем образцам, где определен Кпо

1.6

Минералогическая плотность и общая пористость (ум и Кп)

Пикнометрическим методом

Исследуется 100 % образцов

1.7

Карбонатность (Со)

Газоволюметрическим методом

Исследуется 100 % образцов

1.8

Удельное электрическое сопротивление (УЭС)

Естественное насыщение. Моделирование текущей водонасыщенности методами капиллярной вытяжки и центрифугирования

По всем образцам, где определен Кво

1.9

Описание шлифов

Шлифы

2-3 образца на один метр проходки

1.10

Гранулометрический и минералогический анализы

Порошки

1.11

Рентгеноструктурный анализ

Порошки

1.12

Химический анализ по основным породообразующим элементам

Порошки

1.13

Спектральный количественный анализ содержания элементов

Порошки

1.14

Определение доли включений, пористости и УЭС в трех направлениях

Кубики

1.15

Определение водородного индекса глинистого материала и породообразующих обломков

Порошки

2. Специальные исследования керна

2.1

Отжим поровой воды и ее анализ

Аппарат "Реликт", вытеснение маслом

Каждый 20-й образец

2.2

Фазовая проницаемость

ОСТ 39-235-89 "Нефть. Метод ОФП…"

10 образцов с различными коллекторскими свойствами

2.3

Остаточная нефтенасыщенность (прямой метод)

2.4

Коэффициент вытеснения

Установка УИПК или аналог

10 образцов с различными коллекторскими свойствами

2.5

Минерализация поровых вод на основе химического анализа вытяжек

Способ двойных вытяжек

2.6

Капиллярометрия

Метод полупроницаемой мембраны

Статистически обоснованная выборка

2.7

Естественная электрохимическая активность

Цилиндры

Объемы определяются целенаправленно к ПЗ

2.8

Определение сжимаемости породы

5 образцов

2.9

Гамма-спектрометрический анализ

Порошки

Объемы определяются целенаправленно к ПЗ

3.5.2 Исследования глубинных проб пластовой нефти

Отбор и исследование глубинных проб пластовой нефти необходимо проводить по каждой скважине эксплуатационного фонда, во всяком случае, в первые годы активного разбуривания площади месторождения с целью установления степени изменчивости этих свойств по площади.

Планируемые отбор и анализ глубинных проб нефти из залежей Нефтегорского месторождения приведены в таблице 3.7

Таблица 3.7 - Исследования глубинных проб нефти

п/п

Вид исследований

Количество исследований, ед.

Сроки выполнения, годы

Примечание

Исполнитель

1

Отбор глубинных проб нефти из новых скважин

2-3

2014 - 2017

Скв. №№ 904, 914 из каждого продуктивного горизонта

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

2

Стандартный анализ глубинных проб нефти из новых скважин

2-3

2014 - 2017

Равномерно по площади залежи из каждого продуктивного горизонта

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

3

Отбор проб пластовой воды

2

2014 - 2017

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

3.5.3 Промыслово-геофизические и гидродинамические исследования пластов и скважин

Объемы и виды промыслово-геофизических исследований по объектам должны проводиться в соответствии с "Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений" (РД 153-39.0-109-01).

Текущую нефтенасыщенность и положение ВНК по возможности необходимо оценить до бурения новых скважин, для уточнения областей локализации остаточных запасов нефти.

В процессе разработки месторождения происходило аномальное снижение пластового давления, что привело к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств пластовой системы. Для оценки влияния снижения пластового давления на ФЕС пластов и возможности их востановления, необходимо после ввода в эксплуатацию каждой добывающей и нагнетательной скважины проведение гидродинамических исследований (КВД, КПД, индикаторная кривая, пластовое давление и пластовая температура, продуктивность, обводненность). В дальнейшем, эти исследования должны проводиться по каждой скважине с определенной периодичностью и регулярно. При сложившемся состоянии разработки особенно важна информация о состоянии призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин, степень "чистоты" этой зоны, которая характеризуется величиной скин-эффекта. Значительная положительная величина этого параметра укажет на необходимость проведения геолого-технических мероприятий по увеличению коэффициента продуктивности (приемистости) скважины и позволит оперативно их планировать [5].

Энергетическое состояние залежи нефти в зоне расположения добывающих и нагнетательных скважин или группы скважин оцениваются по картам изобар, построение которых возможно только при регулярном проведении замеров текущего пластового давления. Объективное представление о текущем энергетическом состоянии залежей нефти позволяет своевременно принимать меры по регулированию разработки и управлению процессом извлечения нефти. Важное значение имеет проведение исследований каждой скважины на приток до и после проведения работ по повышению коэффициента продуктивности (приемистости).

Проведение таких исследований необходимо с периодичностью один раз в течение 6-12 месяцев по каждой скважине, а замеры текущих пластового и забойного давлений не реже одного раза в квартал, причем при замере забойного давления дебит нефти и жидкости следует определять особенно тщательно.

Виды и объемы гидродинамических исследований пластов в добывающих и нагнетательных скважинах, которые необходимо проводить в процессе их эксплуатации, приведены в таблице 3.8 и на рисунке 3.15

Таблица 3.8 - Программа промыслово-геофизических и гидродинамических исследований

п/п

Вид исслеваний

Количество исследований, ед.

Сроки выполнения, годы

Примечание

Исполнитель

1

Оценка текущей нефтенасыщенности и положения ВНК методами ИННК с закачкой солевых растворов

С 2012 г.

Скв. №№ 928, 901, 693, 921, 933, 784, 761, 636, 569,188, 544, 286

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

2

Замеры пластового давления и пластовой температуры

Действующий фонд скважин Периодичность 3-6 мес.

С 2011 г. - срок эксплуатации скважины

Добывающие и нагнетательные скважины

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

3

Исследование скважин на приток на 3-х - 4-х режимах. Определение коэффициента продуктивности, снятие КВД. Оценка скин-фактора.

Действующий фонд скважин Периодичность 6-12 мес.

С 2011 г. - срок эксплуатации скважины

По нагнетательным и коэффициент приемистости

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

4

Снятие КВД и индикаторной кривой до и после проведения ОПЗ и других методов воздействия. Оценка скин-фактора

Скважины, в которых проведено мероприятие

С 2011 г.

Нагнетательные и добывающие скважины

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

5

Замеры дебита нефти, жидкости, газа, приемистости, забойных и устьевых давлений. Оценка ГФ.

3 - 4 замера в месяц на 1 скважину

С 2011 г.

Добывающие и нагнетательные скважины

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

6

Проведение закачки воды при различных устьевых давлениях, оценка коэффициента приемистости и скин-фактора

2 - 3 исследования на 1 скв. в год.

Регулярно с 2011 г.

Нагнетательные скважины

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

7

Снятие профилей притока при различных режимах работы скважины

3 - 5 скважин в год

С 2011 г. Периодичность 1-2 года

Добывающие скважины

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

8

Снятие профилей притока и приемистости до и после проведения ОПЗ и других методов воздействия

По каждому мероприятию

С 2011 г.

Добывающие и нагнетательные скважины

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

9

Анализ результатов применения ОПЗ и других методов воздействия

При получении результатов

С 2011 г.

Добывающие и нагнетательные скважины

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

10

Оценка характеристики насыщения

При обводнении скважины

-

Добывающие

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

Рисунок 3.15 Планируемые исследовательские работы

3.6 Характеристика энергетического состояния объектов разработки Нефтегорского месторождения

Энергетическое состояние объектов разработки характеризуется такими показателями как пластовые давление и температура. Пластовые температуры и пластовые давления, нефтяных залежей Нефтегорского месторождения представлены в таблице 3.9

Таблица 3.9 - Пластовые температуры и пластовые давления, рассчитанные на середину нефтяных залежей Нефтегорского месторождения

Пачка/Залежь

Участок расчета

Этаж нефтеносности, абс. отм., м

Средняя глубина залегания, м

Температура,єС

Рпл., Мпа

от

до

1

2

3

4

5

6

III горизонт

Пачка 2

залежь 1

-590

- 658

892

37

8,9

залежь 2

-380

- 538

701

29

7,0

залежь 3

-655

-677

928

39

9,3

залежь 4

-568

-591

841

35

8,4

среднее

35

8,4

Пачка 3

залежь 1

-620

-700

935

39

9,4

залежь 2

-611

-653

895

38

8,9

залежь 3

-440

-564

694

29

6,9

среднее

35

8,4

Пачка 4

залежь 1

-440

-654

742

31

7,4

залежь 2

-280

-380

638

29

6,4

среднее

30

6,9

средн. по горизонту

34

8,1

IV горизонт

Залежь IV гор.

1

+140

-180

338

14

3,4

2

-180

-500

648

28

6,5

3

-500

-820

927

39

9,3

средн. по горизонту

27

6,4

VI горизонт

Залежь VI гор.

1

-60

-360

556

24

5,6

2

-360

-660

843

35

8,4

3

-660

-960

1118

47

11,2

средн. по горизонту

35

8,4

VII горизонт

ЗалежьVII гор.

Центр. поле

-500

-820

960

40

9,6

р-н скв.762

-358

644

27

6,4

Павлова гора

+80

-220

409

17

4,1

средн. по горизонту

28

6,7

4. Охрана окружающей среды

На месторождении определено экологическое состояние компонентов верхней части геологической среды. Выделены территории с различным состоянием верхней части геологической среды: удовлетворительным, относительно удовлетворительным, напряженным (неблагополучное состояние среды).

В целом, оценка экологического состояния верхней части геологической среды на территории горного отвода Нефтегорского месторождения дана как "Не удовлетворительная". Опасение вызывает присутствие в верхней части геологической среды соединений железа, марганца, никеля и хрома на уровне выше ПДК. Что связано прежде всего с факторами природного генезиса. Влияние нефтегазового комплекса на окружающую среду незначительное. Во всех средах концентрации нефтепродуктов значительно ниже ПДК.

В целях предотвращения критических ситуаций и ухудшения состояния компонентов геологической среды необходим постоянный контроль и продолжение ведения геоэкологического мониторинга. Это обеспечит своевременную локализацию загрязнения, а также контроль за состоянием окружающей природной среды при возникновении техногенных аварий на объекте [2].

С целью исключения химического загрязнения компонентов природной среды предусматривается безамбарное бурение, применение малотоксичных буровых растворов и дамб обвалования вокруг площадок. Предлагается очистка бурового раствора и его дальнейшее использование для бурения скважин.

Для надежной охраны недр и подземных вод "снизу" предусматривается применение ряда типовых мероприятий:

использование малотоксичных буровых растворов, не содержащих нефти;

качественное цементирование всех обсадных колонн с подъемом цемента до устья и контроля высоты подъема;

использование превенторного оборудования для предотвращения выбросов в ходе бурения.

Кроме того, в ходе эксплуатации необходимо проводить анализ проб воды из артезианских скважин, регулярно опрессовывать эксплуатационные колонны нагнетательных и добывающих скважин.

Добывающие и нагнетательные скважины должны эксплуатироваться в соответствии с утвержденным технологическим режимом.

Эксплуатация дефектных добывающих и нагнетательных скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланцевых соединений и т.д.) не допускается.

Предотвращение загрязнения почв, водного и воздушного бассейнов нефтепродуктами (жидкими и газообразными), промысловыми сточными водами, химреагентами, обеспечивается:

а) полной утилизацией промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные пласты;

б) обработкой закачиваемой в продуктивные пласты воды бактерицидами с целью предотвращения ее заражения сульфатвосстанавливающими бактериями;

в) использованием герметизированной системы сбора, промыслового транспорта и подготовки продукции скважин;

г) утилизацией попутного газа;

д) оперативной ликвидацией аварийных разливов нефти;

е) созданием сети контрольных пунктов для наблюдения за состоянием атмосферы, гидросферы и почв;

ж) исключением при нормальном ведении технологического процесса попадания в окружающую среду ПАВ, кислот, щелочей и других химреагентов, используемых как для обработки скважин, так и других целей;

з) применением антикоррозийных покрытий, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтегазопромыслового оборудования;

и) организацией регулярного контроля за состоянием скважин и нефтегазопромыслового оборудования.

С целью защиты подземных горизонтов от загрязнения при эксплуатации месторождения рекомендуется предусмотреть:

наблюдательные контрольные скважины;

контроль качества подземных вод в течение всего периода эксплуатации месторождения (контроль включает гидрогеологическое изучение разреза до источников пресных вод и определение границ их распространения).

Контроль подземных вод необходимо осуществлять посредством систематических наблюдений в сети наблюдательных гидрогеологических скважин в соответствии с проектами локальной сети наблюдений подземных вод, оборудованных комплектом требуемых приборов.

Наблюдения за загрязнением поверхностных и подземных вод должны проводиться для всей площади Нефтегорского месторождения в целом. Определение пунктов контроля водных объектов, отбор, транспортировку и хранение проб воды необходимо производить в соответствии с требованиями ГОСТ 4979-49, 17.1.4.01-80, 17.1.3.12-86, 17.1.3.07-82.

Выбор точек отбора проб на месторождении производится в соответствии с особенностями поверхностного стока и гидрографической сети, учетом потенциальных источников загрязнения в соответствии с требованиями ГОСТ 17.1.3.07-82 "Правила контроля качества воды водоемов и водотоков".

При обнаружении загрязнения подземных вод в районе расположения объектов, работы должны быть приостановлены и приняты меры по ликвидации источника загрязнения. Пробы воды из пунктов контроля отбирают сразу после обнаружения загрязнения, затем через 10, 30, 60 дней. Допускается проводить более частые интервалы отбора проб.

Существующую систему проведения Геоэкологического мониторинга на Нефтегорском месторождении необходимо продолжать и корректировать в соответствии с развитием разработки месторождения.

Полный перечень мероприятий по охране недр и окружающей среды будет рассмотрен в проекте на строительство скважин.

Осуществление комплекса мероприятий по защите недр и рациональному использованию минеральных ресурсов позволит обеспечить экологическую устойчивость геологической среды при строительстве и эксплуатации нефтегазодобывающих объектов на территории Нефтегорского месторождения.

Таким образом, при условии соблюдения технологии работ при эксплуатации, ликвидации скважин, использования качественного оборудования и материалов, осуществления запланированных мероприятий, можно предположить, что воздействие на недра и подземные воды в рассматриваемый период разработки месторождения будет сведено к минимуму.

Заключение

В дипломной работе рассмотрены история изученности, геологическое, тектоническое строение, нефтегазоносность, состояние разработки и перспективы, связанные с доразработкой Нефтегорского месторождения.

Нефтеносность приурочена к залежам III, IV, VI и VII горизонта.

Отбор от НИЗ месторождения по состоянию на 01.01.2011 г. составляет 77,6%, накопленная добыча нефти 9445 тыс. т. Текущий КИН по месторождению составляет 0.377 при утвержденном значении 0.485.

На месторождении пробурено 527 скважин, из которых в эксплуатации находилось 401 скважина. По состоянию на 01.01.2011 г. в ликвидации находится 231 скважина - 59% от всего эксплуатационного фонда.

В данной работе был предложен вариант разработки, основанный на дополнительном бурении добывающих скважин в местах локализации остаточных запасов нефти, нагнетательных скважин для организации интенсивной системы ППД, кроме того вывод скважин из неработающего фонда и проведение геолого-технических мероприятий.

Вариант предусматривает ввод 28-ми скважин из неработающего фонда, бурение 56 скважин, в т. ч.41 добывающих, 15 нагнетательных.

Эксплуатационный фонд составит 105 скважин - 85 добывающих и 20 нагнетательных.

В составе ГТМ планируется: проведение РИР, обработка призабойной зоны пласта химреагентами, выравнивание профиля приемистости.

Разработка месторождения продолжится до 2089 г., в результате выполнения намеченных мероприятий обеспечивается достижение проектной нефтеотдачи пластов 0,485.

Список использованных источников

1. Гиматудинов Ш.К. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных газовых месторождений.М., "Недра"1975г.128с.

2. ЗавьяловА.С., Кибирев А.В. Технологический проект разработки Нефтегорского месторождения. ЗАО "ТИНГ" 2011г.217с

3. Лубенец Ю.Д., Дрампов Р.Т., Коротков С.В., Проект доразработки Нефтегорского месторождения. РосНИПИтермнефть.160с

4. Николаевский А.С. Анализ строения нижнемайкопских отложений Нефтегорско-Ключевского района с целью оценки перспективных ресурсов нефти и доразведки V-VII горизонтов. Отчет по теме № 30-87. Краснодар 1988г. Фонды ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз"

5. Симонов М.Е. Детальное изучение месторождений майкопских отложений южного борта Западно-Кубанского прогиба в связи с их доразведкой (в полосе от Нефтегорска до площади Хадыженской). Краснодар 1973. Фонды ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз".

Размещено на Allbest.ru

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены