Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения

В целом по состоянию на 01.01.2012 года в целом из елецкой залежи Сосновского месторождения добыто 334,3 тыс. т нефти.

Таблица 2.2

Динамика показателей разработки Сосновского месторождения (второго блока елецкого горизонта)

Год	Добыча за год, тыс. т	Темп отбора, %	Отбор от НИЗ,	Дебит т/сут.	Обводн.	Накопленная добыча, тыс. т	Ввод.	Действ. фонд скважин	Закачка, м3	Компенсация,%
	нефти	жидк.	от НИЗ	от ТИЗ	%	нефти	жидк.	%	нефти	жидк.	доб. скв.	добыв	нагн	годов.	накопл.	годов.	накопл
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1976	12,498	12,498	4,9	4,2	4,2	72,7	72,7	-	12,498	12,498	1	1	-	-	-	-	-
1977	24,390	24,390	9,5	8,6	12,5	81,9	81,9	-	36,888	36,888	-	1	-	-	-	-	-
1978	18,441	18,441	7,2	7,1	18,8	70,1	70,1	-	55,329	55,329	-	1	1	-	-	-	-
1979	17,688	17,688	6,9	7,4	24,8	57,4	57,4	-	73,017	73,017	-	1	1	-	-	-	-
1980	3,887	3,887	1,5	1,8	26,1	10,8	10,8	-	76,904	76,904	1	2	1	-	-	-	-
1981	11,810	11,810	4,6	5,4	30,1	16,6	16,6	-	88,7	88,7	-	2	1	-	-	-	-
1982	7,890	7,890	3,1	3,8	32,7	11,7	11,7	-	96,6	96,6	-	2	1	-	-	-	-
1983	13,621	13,621	5,3	6,9	37,4	21,4	21,4	-	110,2	110,2	-	2	-	-	-	-	-
1984	5,089	5,164	2,0	2,8	39,1	7,8	7,9	1,5	115,3	115,4	-	2	-	-	-	-	-
1985	5,712	5,712	2,2	3,2	41,0	8,6	8,6	-	121,0	121,1	-	2	-	-	-	-	-
1986	3,474	3,474	1,4	2,0	42,2	5,0	5,0	-	124,5	124,6	-	2	-	-	-	-	-
1987	3,940	3,940	1,5	2,3	43,5	5,5	5,5	-	128,4	128,5	-	2	-	-	-	-	-
1988	3,667	3,667	1,4	2,2	44,8	5,2	5,2	-	132,1	132,2	-	2	-	-	-	-	-
1989	3,935	3,935	1,5	2,4	46,1	5,5	5,5	-	136,0	136,1	-	2	-	-	-	-	-
1990	3,397	3,397	1,3	2,1	47,3	5,1	5,1	-	139,4	139,5	-	2	-	-	-	-	-
1991	5,732	5,798	2,2	3,7	49,2	5,9	6,0	1,1	145,2	145,3	1	3	-	-	-	-	-
1992	4,409	4,428	1,7	2,9	50,7	3,6	3,6	0,4	149,6	149,7	1	4	1	14,7	14,7	197,6	5,8
1993	4,047	4,246	1,6	2,8	52,1	3,0	3,1	4,7	153,6	154,0	-	4	1	16,3	31,0	233,9	12,0
1994	3,345	3,442	1,3	2,4	53,2	2,6	2,7	2,8	157,0	157,4	-	4	1	15,9	46,9	279,6	17,8
1995	3,861	4,468	1,3	2,8	54,5	2,7	3,1	13,6	160,8	161,9	-	4	1	13,1	60,0	187,4	22,1
1996	4,137	5,475	1,4	3,1	55,9	3,0	4,0	24,4	165,0	167,4	-	4	1	10,0	70,1	124,5	25,1
1997	4,360	5,569	1,5	3,4	57,4	3,3	4,2	21,7	169,3	172,9	-	4	1	13,6	83,7	163,4	29,1
1998	5,340	5,929	1,8	4,2	59,2	5,2	5,7	9,9	174,7	178,9	-	3	1	11,2	94,9	118,5	32,0
1999	5,430	5,807	1,8	4,5	61,1	5,5	5,8	6,5	180,1	184,7	-	3	1	15,2	110,1	160,6	35,9
2000	4,499	4,565	1,5	3,9	62,6	4,2	4,2	1,4	184,6	189,2	-	3	1	16,9	127,0	221,8	40,4
2001	4,313	4,587	1,5	3,9	64,0	4,1	4,3	6,0	188,9	193,8	-	3	1	17,5	144,4	233,6	44,9
2002	4,488	5,007	1,5	4,2	65,6	4,2	4,7	10,4	193,4	198,8	-	3	2	16,3	160,8	204,8	48,8
2003	4,710	4,950	1,6	4,6	67,2	4,4	4,6	4,8	198,1	203,8	-	3	2	17,1	177,9	210,7	52,7
2004	5,838	7,043	2,0	6,0	69,1	5,5	6,6	17,1	203,9	210,8	-	3	2	23,0	200,8	212,4	57,6
2005	4,301	4,789	1,5	4,7	70,6	6,1	6,8	10,2	208,2	215,6	-	2	2	13,3	214,2	174,5	60,1
2006	5,655	6,367	1,9	6,5	72,5	8,0	9,0	11,2	213,9	222,0	-	2	2	11,5	225,7	114,2	61,6
2007	6,999	8,006	2,4	8,6	74,9	9,8	11,2	12,6	220,9	230,0	-	2	2	15,1	240,9	120,1	63,6
2008	8,72	10,05	3,0	11,8	77,8	10,4	12,0	13,3	229,6	240,0	1	3	2	18,1	259,0	115,0	65,6
2009	7,56	9,63	2,6	11,6	80,4	7,1	9,0	21,5	237,2	249,7	-	3	2	17,5	276,5	121,3	67,6
2010	6,85	9,28	2,3	11,8	82,7	6,8	9,3	26,2	244,0	259,0	-	2	2	14,0	290,4	103,3	68,7

Залежь нефти восточного блока семилукского горизонта

С начала разработки в пределах контура нефтеносности пробурены скважины 32, 62, 62s2, 63.

Эксплуатация восточного блока семилукского горизонта начата в феврале 1976 года вводом в разработку добывающей скважины 32. Скважина введена фонтаном с начальным дебитом 223,1 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное в феврале 1976 года на глубине 3200 м в пересчете на отметку ВНК (- 3165 м), составило 39,7 МПа. Через полгода эксплуатации из залежи отобрали 22,2 тыс.т безводной нефти, пластовое давление снизилось до 34,8 МПа (замер от 27.07.1976 г.), на 1 МПа снижения давления скважиной 32 отобрано 3,8 тыс.т нефти.

В дальнейшем давление в скважине продолжало снижаться, несмотря на значительные величины текущей компенсации, достигающие 136-606%. Анализ работы скважины 32 и динамики пластового давления позволяют сделать вывод об отсутствии гидродинамической связи между скважинами 32 и 26. Вследствие этого с мая 1981 года закачка в скважину 26 прекращена. Всего в скважину 26 закачано 572 тыс. м³ воды.

Рис. 2.11 - График эксплуатации скважины 32

Согласно последнему варианту геологического строения, скважина 26 отделена от восточного блока оперяющим нарушением.

Скважина 32 продолжила эксплуатацию залежи без ППД, в связи с чем пластовое давление продолжало снижаться (рис. 2.11).

В апреле 1987 года начата закачка в семилукскую залежь через скважину 64 с приемистостью 500 м³/сут. Пластовое давление к этому времени снизилось до 18,0 МПа (замер от 28.04.1987 г.), отбор нефти составил 115,2 тыс. т (25,6% от извлекаемых запасов), на 1 МПа снижения давления отобрано 5,3 тыс. т. Текущая компенсация отбора закачкой в первые месяцы достигала 770-1480%.

Влияние от закачки в скважину 64 отразилось на увеличении пластового давления до 20,5 МПа (23.07.1987 г), к марту 1988 года пластовое давление выросло до 38,0 МПа, при накопленной компенсации отборов жидкости закачкой 23,1%.

В последующем, в связи с достаточной величиной пластового давления для фонтанирования скважины 32, проводилось регулирование объемов закачки в скважину 64. В результате снижения закачки (текущая компенсация не превышала 10-25%) давление в залежи в районе скважины 32 постепенно снижалось. Начиная с середины 1992 года и до настоящего времени, давление в скважине не превышает 22,4-29 МПа (рис. 2.11).

На 1.01.2012 года скважина 64 остановлена по технологическим причинам, закачка воды в залежь не ведется с июня текущего года. В 2011 году скважиной закачано 1,21 тыс. м3 воды, накопленная закачка составляет 48,8 тыс. м³.

В январе 1997 года в продукции скважины 32 появилась вода 4,5% удельного веса 1,2 г/см³. В апреле 1997 года выполнили промыслово-геофизические исследования, в результате которых работающие интервалы четко определить невозможно, т.к. верхний интервал перекрыт НКТ, а нижний обследован не полностью из-за остановки приборов. Предположительно работает интервал 3238-3243 м (sm).

С целью выработки остаточных запасов нефти в 1988 и 1996 г.г. в эксплуатацию на залежь семилукского горизонта введены добывающие скважины 62 и 63.

Скважина 62 введена в эксплуатацию 30.11.1988 г. фонтаном с начальным дебитом 28,6 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное в скважине во время опробования в эксплуатационной колонне на глубине 3300 м, составило 36,5 МПа, в пересчете на отметку ВНК (-3165 м)-37,0 МПа (замер от 28.09.1988 г.). Текущее давление в работающей скважине 32 при этом составляло 36,6 МПа (замер от 22.09.1988 г.).

До конца 1992 года скважина фонтанировала с дебитом 0,6-20 т/сут безводной нефти. После отбора 16,1 тыс. т нефти (02.1993 г.), несмотря на периодическую эксплуатацию, отмечено резкое обводнение добываемой продукции, а также сильное засоление оборудования.

После проведенных водоизоляционных работ скважина эксплуатировалась механизированным способом (ШГН) в периодическом режиме с дебитом жидкости 0,3-3 т/сут. Присутствие воды в продукции в связи с периодической эксплуатацией отмечалось редко.

В пробуренной в 1995 году скважине 63 в результате освоения саргаевских отложений в интервале 3385-3393 м приток нефти составил 2,9 м³/сут. При освоении без установки цементного моста совместно семилукско-саргаевских отложений в интервалах 3385-3393 м (D₃sr) и 3358-3374 м (D₃sm) получен приток нефти дебитом 60 м³/сут на штуцере 6 мм. Начальное пластовое давление, замеренное при испытании в колонне совместно семилукских и саргаевских отложений в декабре 1995 года на глубине 3300 м, составило 33,9 МПа, в пересчете на отметку ВНК (-3165 м)-34,8 МПа.

В январе 1996 года фонтаном с начальным дебитом 56 т/сут безводной нефти скважина введена в эксплуатацию. Уже в мае 1996 года в полученной продукции отмечено появление воды (43%, вода пластовая удельный вес 1,22 г/см³). Проведенные 06-07.1996 г. в скважине работы по отсечению обводнившихся интервалов оказались безрезультатными, обводненность после проведенных мероприятий составила 98%.

В связи с полным обводнением в январе 1997 года скважину 63 перевели на воронежский горизонт.

Всего из семилукской залежи скважиной 63 отобрано 4,365 т нефти.

С целью изменения направления фильтрационных потоков и снижения темпов обводнения скважины 32, в августе 2005 года с приемистостью 210 м³/сут была введена под закачку на семилукский горизонт скважина 75. В это же время была прекращена закачка в нагнетательную скважину 64.

В период закачки в скважину 75 текущая компенсация поддерживалась на уровне 80-135%. Однако, влияния на поведение пластового давления в скважине 32 закачка воды в скважину 75 не оказала

На рис. 2.12 представлен график изменения пластового давления в добывающих скважинах, согласно которому видно, что закачка воды в скважину 64 оказывала влияние на рост пластового давления в скважине 32.

Рис. 2.12 - График изменения пластового давления по скважинам семилукской залежи восточного блока

В ноябре 2010 года с глубины 2715 м пробурен второй ствол скважины 62s2. По данным ПГИ нефтенасыщенный коллектор выделен в воронежских, семилукских и саргаевских отложениях. В ноябре 2010 года скважину ввели в работу механизированным способом (ШГН) с дебитом жидкости 11,1 т/сут, обводненностью - 99,1% (удельный вес воды - 1,17-1,19 г/см³). В декабре 2010 года в скважине провели работы по определению работающих интервалов на притоке при компрессировании. В результате выполненных исследований выделяется основной работающий интервал 3394,5-3398,5 м (sm).

На 1.01.2012 года скважина 62s2 находится в бездействующем фонде, всего скважиной отобрано 41 т нефти, 80 т жидкости.

На 01.01.2012 года разработка залежи осуществляется добывающей скважиной 32 с закачкой воды в скважину 64. В связи с обводнением скважина 32 работает в периодическом режиме с дебитом нефти 6,4 т/сут, жидкости - 8,2 т/сут, обводненностью добываемой продукции - 22%. Текущее пластовое давление в скважине 23,8 МПа (замер от 25.11.2008 г.). Всего скважиной добыто 387,2 тыс.т нефти.

Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице 2.3.

Залежь нефти восточного блока воронежского горизонта

Разработка залежи начата в октябре 1976 года скважиной 35, в которой при спуске эксплуатационной колонны, дальше глубины 3282 м колонна не пошла. В интервале воронежского горизонта с 3282 м до 3413 м - открытый ствол. Для изоляции водонасыщенных слоев семилукского горизонта в интервале 3413-3460 м установили цементный мост. Нижняя водонасыщенная часть воронежского горизонта осталась не изолированной.

Скважина 35 введена фонтаном со среднесуточным дебитом нефти 159 т/сут. Пластовое давление, замеренное в процессе бурения в открытом стволе на глубине 3360 м и приведенное к отметке условного ВНК (-3165 м) составило 39,6 МПа.

В первый месяц работы скважиной отобрано 4349 т нефти с обводнением 28%. Начиная с ноября 1976 года дебит нефти резко снизился до 0,2 т/сут безводной нефти.

В июле 1980 года при смене насоса печать дошла до глубины 940 м. Фрезом дошли до глубины 3150 м, глубже проходки не было.

До 1.01.87 г. скважина работала в периодическом режиме с дебитом не выше 0,03-1 т/сут безводной нефти. В январе 1987 г. скважину перевели на постоянную работу с дебитом жидкости 11-12 т/сут. В результате увеличения отборов жидкости обводненность добываемой продукции увеличилась до 99,4%.

В мае 1991 г провели изоляционные работы. При последней заливке НКТ оказались прихваченными, поднять НКТ не удалось. Скважину ликвидировали по техническим причинам в сентябре 1992 г.

На 01.01.2012 г. скважиной отобрано 8245 т нефти и 4458 т воды.

В ноябре 1976 года с семилукского горизонта для эксплуатации воронежских отложений переведена добывающая скважина 32. Скважину ввели фонтанным способом, начальный дебит составил 192 т/сут безводной нефти, начальное пластовое давление, замеренное в открытом стволе 15.04.1975 г. на глубине 3200 м в пересчете на ВНК (-3165 м) составило 38,6 МПа.

29.01.1997г. с семилукского на воронежский горизонт переведена скважина 63. С целью изоляции семилукского и перевода на воронежский горизонт в интервале 3346-3365 м установили цементный мост и выполнили перфорацию (ГПП) воронежского горизонта в интервалах 3306-3310 м, 3332--3327 м, 3336-3339 м и 3341-3344 м.

Скважина введена фонтанным способом с начальным дебитом 43,3 т/сут безводной нефти. Замер пластового давления, выполненный БелНИПИ 20.02.1997 г., составил 19,38 МПа, при давлении насыщения нефти газом 20,2 МПа.

Таблица 2.3

Динамика показателей разработки Сосновского месторождения (восточного блока семилукского горизонта)

Год	Добыча за год, тыс. т	Темп отбора, %	Отбор от НИЗ,	Дебит т/сут.	Обводн.	Накопленная добыча, тыс. т	Ввод.	Действ. фонд скважин	Закачка, м3*	Компенсация, %*
	нефти	жидк.	от НИЗ	от ТИЗ	%	нефти	жидк.	%	нефти	жидк.	доб. скв.	добыв	нагн	годов.	накопл.	годов.	накопл.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1976	33,190	33,190	7,39	7,4	7,4	141,7	141,7	-	33,2	33,2	1	1	1	0,0	0,0	0,0	0,0
1977	0,000	0,000	0,00	0,0	7,4	0	0	-	33,2	33,2	-	-	1	0,0	0,0	0,0	0,0
1978	4,745	4,745	1,06	1,1	8,4	49,2	49,2	-	37,9	37,9	-	1	1	0,0	0,0	0,0	0,0
1979	13,031	13,031	2,90	3,2	11,4	36,3	36,3	-	51,0	51,0	-	1	1	0,0	0,0	0,0	0,0
1980	11,611	11,611	2,59	2,9	13,9	33,4	33,4	-	62,6	62,6	-	1	1	0,0	0,0	0,0	0,0
1981	12,662	12,662	2,82	3,3	16,8	41,0	41,0	-	75,2	75,2	-	1	-	0,0	0,0	0,0	0,0
1982	13,185	13,185	2,94	3,5	19,7	40,6	40,6	-	88,4	88,4	-	1	-	0,0	0,0	0,0	0,0
1983	8,260	8,260	1,84	2,3	21,5	26,2	26,2	-	96,7	96,7	-	1	-	0,0	0,0	0,0	0,0
1984	5,026	5,026	1,12	1,4	22,7	16,7	16,7	-	101,7	101,7	-	1	-	0,0	0,0	0,0	0,0
1985	5,480	5,480	1,22	1,6	23,9	19,6	19,6	-	107,2	107,2	-	1	-	0,0	0,0	0,0	0,0
1986	5,618	5,618	1,25	1,6	25,1	17,3	17,3	-	112,8	112,8	-	1	-	0,0	0,0	0,0	0,0
1987	4,657	4,657	1,04	1,3	26,2	17,9	17,9	-	117,5	117,5	-	1	1	55,2	55,2	480,2	19,0
1988	5,321	5,321	1,19	1,5	27,3	16,5	16,5	-	122,8	122,8	1	2	1	12,3	67,5	93,3	22,3
1989	9,040	9,040	2,01	2,6	29,4	12,5	12,5	-	131,8	131,8	-	2	-	0,0	67,5	0,0	20,7
1990	14,720	14,720	3,28	4,3	32,6	20,2	20,2	-	146,5	146,5	-	2	1	4,6	72,1	12,7	19,9
1991	19,890	19,890	4,43	6,0	37,1	27,2	27,2	-	166,4	166,4	-	2	1	5,1	77,2	10,3	18,8
1992	23,821	23,821	5,31	7,7	42,4	34,2	34,2	-	190,3	190,3	-	2	1	14,3	91,5	24,3	19,5
1993	24,308	24,577	5,41	8,5	47,8	39,2	39,6	1,1	214,6	214,8	-	2	1	39,8	131,3	66,0	24,8
1994	25,670	25,675	5,72	9,8	53,5	50,2	50,3	-	240,2	240,5	-	2	1	42,3	173,6	66,8	29,2
1995	22,341	22,380	4,98	9,5	58,5	32,6	32,7	-	262,6	262,9	-	2	1	39,4	213,0	71,4	32,8
1996	26,279	26,561	5,85	12,3	64,3	27,3	27,6	1,1	288,9	289,5	1	3	1	27,0	240,0	41,4	33,6
1997	16,421	17,498	3,66	8,8	68,0	23,6	25,1	6,2	305,3	306,9	-	2	1	19,0	259,0	45,8	34,3
1998	14,478	14,588	3,22	8,5	71,2	40,3	40,6	0,8	319,8	321,5	-	1	1	14,0	272,9	38,9	34,5
1999	12,709	12,709	2,83	8,1	74,0	35,6	35,6	-	332,5	334,2	-	1	1	26,0	298,9	82,8	36,3
2000	9,491	9,579	2,11	6,6	76,2	26,7	26,9	0,9	342,0	343,8	-	1	1	27,5	326,4	116,9	38,6
2001	12,328	12,406	2,75	9,2	78,9	33,8	34,0	0,6	354,3	356,2	-	1	1	24,7	351,2	81,0	40,1
2002	12,851	12,851	2,86	10,6	81,8	35,3	35,3	-	367,1	369,1	-	1	1	29,0	380,1	91,2	41,8
2003	12,540	12,540	2,79	11,5	84,6	34,4	34,4	-	379,7	381,6	-	1	1	27,3	407,4	88,3	43,4
2004	11,380	11,487	2,53	16,4	87,1	31,1	31,4	0,9	391,1	393,1	-	1	1	24,9	432,4	88,3	44,7
2005	6,682	8,143	1,49	11,5	88,6	18,3	22,3	17,9	397,7	401,3	-	1	2	15,9	448,2	89,4	45,5
2006	5,956	7,704	1,33	11,6	89,9	16,3	21,1	22,7	403,7	409,0	-	1	1	17,1	465,3	105,8	46,5
2007	3,107	4,141	0,69	6,9	90,6	8,5	11,3	25,0	406,8	413,1	-	1	1	11,9	477,2	138,7	47,2
2008	1,716	2,334	0,38	4,0	90,9	4,7	6,4	26,5	408,3	415,2		1	1	6,6	483,9	139,6	47,7
2009	1,831	2,291	0,41	4,5	91,3	5,0	6,3	20,1	410,1	417,5		1	1	7,6	491,5	155,1	48,2
2010	1,589	1,961	0,35	4,1	91,7	3,9	4,8	19,0	411,7	419,4	1	2	1	5,9	497,4	139,4	48,6
2011	1,861	3,953	0,41	5,0	92,1	3,1	6,5	52,9	413,6	423,2	-	1	1	1,2	498,6	19,0	48,4

Скважина эксплуатировала залежь фонтанным способом с дебитом 24-30 т/сут до апреля 2001 года. В мае 2001 года дебит резко снизился до 2,8 т/сут, к концу 2001 года дебит снизился до 0,1 т/сут. В связи с низким дебитом скважину остановили и перевели в контрольный фонд.

В мае 2008 года скважину из контрольного фонда вновь ввели в работу фонтанным способом с дебитом 0,1 т/сут безводной нефти. Через полгода, в октябре 2008 г. в продукции скважины появилась вода (66,7%) удельного веса 1,17-1,18 г/см3. В ноябре скважину перевели на механизированный способ эксплуатации (НВ - 32) и ввели в работу с дебитом жидкости 7,9 т/сут, обводненность продукции выросла до 97,8%. С такой обводненностью скважина проработала до июля 2009 года и была остановлена. В настоящее время скважина находится в контрольном фонде. Всего из воронежской залежи скважиной отобрано 33,7 тыс.т нефти, 34,7 тыс.т жидкости.

01.1998 г. с семилукского на воронежский горизонт переведена добывающая скважина 62 с начальным дебитом 4,6 т/сут безводной нефти, работавшая фонтанным способом. Начальное пластовое давление составило 24,77 МПа. Через месяц работы давление в скважине 62 составило 19,4 МПа (замер 6.03.98 г.), что соответствовало текущему в скважине 63. Скважина эксплуатировала залежь до декабря 2001 года со среднесуточным дебитом безводной нефти 0,5-1 т/сут. В январе 2002 года скважину перевели в контрольный фонд как низкодебитную. Всего из воронежской залежи скважиной 62 отобрано 6,543 тыс. т безводной нефти.

В целом на 1.01.2012г. из воронежской залежи восточного блока отобрано 81,7 тыс. т (65,9% от НИЗ утвержденных ГКЗ). Остаточные запасы залежи составляют 42,3 тыс.т.

На рис. 2.13 представлен график изменения пластового давления по добывающим скважинам воронежской залежи восточного блока.



Рис. 2.13 - График изменения пластового давления по скважинам воронежской залежи восточного блока

На рисунке видно, что при снижении пластового давления в залежи до давления насыщения и ниже в марте 1998 года начата закачка воды в нагнетательную скважину 64. Приемистость скважины составляла 70 м3/сут, давление на устье 16,5 МПа. В июне 1998 года в скважине был приобщен семилукский горизонт и с июля 1998 года начата совместно-раздельная закачка воды в семилукский и воронежский горизонты. По результатам радиогеохимических аномалий (РГА) оценены как слабопринимающие в воронежском горизонте интервалы 3288-3290 м, 3294-3295,5 м и как хорошо принимающие в семилукском горизонте 3344-3349 м, 3351-3356 м, 3357-3358 м. Суточная приемистость распределена между горизонтами так: 150-250 м3/с в семилукский и 70-150 м3/с в воронежский горизонт.

Динамика технологических показателей разработки восточного блока воронежского горизонта приведена в таблице 2.4.

Залежь нефти западного блока семилукского горизонта

Продуктивные отложения семилукского горизонта на западном блоке вскрыты скважиной 13.

При испытании в открытом стволе саргаевского горизонта в интервале 3275-3311 м притока жидкости не получено, при испытании совместно семилукского и верхней части саргаевского горизонта в интервале 3254-3275 м получен приток газонефтяной смеси.

В колонне испытания саргаевского горизонта не проводили. При опробовании в эксплуатационной колонне семилукско-саргаевских отложений в интервале 3256,6-3277 м на 10 мм штуцере получен приток нефти дебитом 97 м³/сут.

По данным геофизических исследований, выполненных с целью определения технического состояния колонны, в интервале 3256,6 - 3267 м (ниже прибор не проходил) установлено нарушение колонны. В связи с нарушением эксплуатационной колонны, полученным в ходе спуска кумулятивных зарядов, на глубине 3238 м был установлен цементный мост и перешли к испытанию воронежских отложений в интервале 3232-3197 м.

Отсутствие исследований не позволяет сделать вывод об объеме дренирования скважиной 13 семилукской залежи. Однако фактическая добыча нефти на воронежском горизонте на 14 тыс.т превышала величину начальных извлекаемых запасов, что можно объяснить только совместной эксплуатацией семилукского и воронежского горизонтов из-за нарушения эксплуатационной колонны. В результате все количество добытой нефти скважиной 13 поделено пропорционально емкостно-фильтрационным свойствам коллекторов воронежского и семилукского горизонтов. В итоге, на воронежский горизонт приходится 33 тыс. т нефти, на семилукский - 22 тыс. т нефти, остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 2 тыс.т.

Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице 2.5.

Таблица 2.4 - Динамика показателей разработки Сосновского месторождения (восточного блока воронежского горизонта)

Год	Добыча за год, тыс. т	Темп отбора, %	Отбор от НИЗ,	Дебит т/сут.	Обводн.	Накопленная добыча, тыс. т	Ввод.	Действ. фонд скважин	Закачка, м3	Компенсация, %
	нефти	жидк.	от НИЗ	от ТИЗ	%	нефти	жидк.	%	нефти	жидк.	доб. скв.	добыв	нагн	годов.	накопл.	годов.	накопл.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1976	14,719	16,479	11,9	11,9	11,9	108,0	120,9	10,7	14,7	16,5	2	2	-	-	-	-	-
1977	23,937	23,937	19,3	21,9	31,2	34,5	34,5	-	38,7	40,4	-	2	-	-	-	-	-
1978	1,870	1,870	1,5	2,2	32,7	4,5	4,5	-	40,5	42,3	-	1	-	-	-	-	-
1979	0,098	0,098	0,1	0,1	32,8	0,3	0,3	-	40,6	42,4	-	1	-	-	-	-	-
1980	0,055	0,055	0,0	0,1	32,8	0,2	0,2	-	40,7	42,4	-	1	-	-	-	-	-
1981	0,038	0,038	0,0	0,0	32,8	0,1	0,1	-	40,7	42,5	-	1	-	-	-	-	-
1982	0,206	0,206	0,2	0,2	33,0	0,6	0,6	-	40,9	42,7	-	1	-	-	-	-	-
1983	0,308	0,308	0,2	0,4	33,3	0,9	0,9	-	41,2	43,0	-	1	-	-	-	-	-
1984	0,122	0,122	0,1	0,1	33,3	0,3	0,3	-	41,4	43,1	-	1	-	-	-	-	-
1985	0,052	0,052	0,0	0,1	33,4	0,1	0,1	-	41,4	43,2	-	1	-	-	-	-	-
1986	0,025	0,025	0,0	0,0	33,4	0,1	0,1	-	41,4	43,2	-	1	-	-	-	-	-
1987	0,030	1,567	0,0	0,0	33,4	0,1	4,6	98,1	41,5	44,8	-	1	-	-	-	-	-
1988	0,012	0,362	0,0	0,0	33,4	0,03	1,0	96,7	41,5	45,1	-	1	-	-	-	-	-
1989	0,012	0,373	0,0	0,0	33,5	0,03	1,0	96,8	41,5	45,5	-	1	-	-	-	-	-
1990	0,012	0,350	0,0	0,0	33,5	0,03	1,0	96,6	41,5	45,8	-	1	-	-	-	-	-
1991	0,004	0,116	0,0	0,0	33,5	0,04	1,3	96,6	41,5	46,0	-	1	-	-	-	-	-
1992	0	0	0,0	0,0	33,5	0	0	-	41,5	46,0	-	-	-	-	-	-	-
1993	0	0	0,0	0,0	33,5	0	0	-	41,5	46,0	-	-	-	-	-	-	-
1994	0	0	0,0	0,0	33,5	0	0	-	41,5	46,0	-	-	-	-	-	-	-
1995	0	0	0,0	0,0	33,5	0	0	-	41,5	46,0	-	-	-	-	-	-	-
1996	0	0	0,0	0,0	33,5	0	0	-	41,5	46,0	-	-	-	-	-	-	-
1997	8,978	8,978	7,2	10,9	40,7	27,4	27,4	-	50,5	54,9	1	1	-	-	-	-	-
1998	4,809	4,809	3,9	6,5	44,6	6,8	6,8	-	55,3	59,7	1	2	1	9,2	9,2	84,5	7,1
1999	7,460	7,460	6,0	10,9	50,6	10,3	10,3	-	62,7	67,2	-	2	1	21,8	31,0	129,2	21,3
2000	13,903	13,903	11,2	22,7	61,8	19,2	19,2	-	76,7	81,1	-	2	1	23,6	54,5	75,0	30,8
2001	5,067	5,067	4,1	10,7	65,9	7,1	7,1	-	81,7	86,2	-	2	1	19,2	73,7	167,3	39,1
2002	0	0	0,0	0,0	65,9	0	0	-	81,7	86,2	-	-	1	8,8	82,6	-	43,8
2003	0	0	0,0	0,0	65,9	0	0	-	81,7	86,2	-	-	1	4,6	87,2	-	46,3
2004	0	0	0,0	0,0	65,9	0	0	-	81,7	86,2	-	-	1	4,5	91,7	-	48,7
2005	0	0	0,0	0,0	65,9	0	0	-	81,7	86,2	-	-	1	7,1	98,8	-	52,4
2006	0	0	0,0	0,0	65,9	0	0	-	81,7	86,2	-	-	1	7,6	106,4	-	56,5
2007	0	0	0,0	0,0	65,9	0	0	-	81,7	86,2	-	-	1	87,0	193,4	-	102,7
2008	0,02	0,32	0,0	0,0	65,9	0,09	1,57	94,4	81,7	86,5	1	1		15,5	209,0	5270,5	103,1
2009	0	0	0,0	0,0	65,9	0	0	-	81,7	86,5	-	-	-	-	209,0	-	103,1
2010	0	0	0,0	0,0	65,9	0	0	-	81,7	86,5	-	-	-	-	209,0	-	103,1
2011	0	0	0,0	0,0	65,9	0	0	-	81,7	86,5	-	-	-	-	209,0	-	103,1

Залежь нефти западного блока воронежского горизонта

Эксплуатация воронежских отложений начата в декабре 1973 года скважиной 13. Скважину ввели в работу фонтанным способом со среднесуточным дебитом 59,5 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное на глубине 3214 м и приведенное к отметке ВНК (-3136 м), составило 37,4 МПа.

В процессе работы, пластовое давление снижалось и в июле 1974 достигло 22,83 МПа (замер от 18.07.1974 г.) при давлении насыщения нефти газом 24,7 МПа, дебит нефти снизился до 6,7 т/сут. Разработка залежи продолжилась на режиме растворенного газа.

В дальнейшем давление в скважине продолжало снижаться, и в 1978-1981 г.г. стабилизировалось на уровне 12-13 МПа. Начиная с 1982 года, замеры пластового давления в скважине не проводились.

В связи со снижением дебита нефти до 0,02 т/сут и нерентабельностью дальнейшей эксплуатации в декабре 1986 года скважину остановили с последующей ликвидацией. Всего скважиной отобрано 33 тыс.т безводной нефти, остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 8 тыс.т.

Таблица 2.5

Динамика показателей разработки Сосновского месторождения (западного блока семилукского горизонта)

Год	Добыча за год, тыс.т	Темп отбора,%	Отбор от НИЗ,%	Дебит т/сут.	Обводн.	Накопленная добыча,тыс. т	Ввод.	Действ. фонд скважин	Закачка, м3	Компенсация,%
	нефти	жидк.	от НИЗ	от ТИЗ		нефти	жидк.	%	нефти	жидк.	доб. скв.	добыв	нагн	годов	накопл	годов.	накопл.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1973	0,24	0,24	1,0	1,0	1,00	42,9	42,9	0	0,240	0,240	1	1	-	-	-	-	-
1974	5,68	5,68	23,7	23,9	24,67	30,1	30,1	0	5,920	5,920	-	1	-	-	-	-	-
1975	6,099	6,099	25,4	33,7	50,08	18,7	18,7	0	12,019	12,019	-	1	-	-	-	-	-
1976	3,378	3,378	14,1	28,2	64,15	9,2	9,2	0	15,397	15,397	-	1	-	-	-	-	-
1977	2,878	2,878	12,0	33,5	76,15	7,9	7,9	0	18,275	18,275	-	1	-	-	-	-	-
1978	1,372	1,372	5,7	24,0	81,86	3,8	3,8	0	19,647	19,647	-	1	-	-	-	-	-
1979	0,056	0,056	0,2	1,3	82,10	0,2	0,2	0	19,703	19,703	-	1	-	-	-	-	-
1980	0,07	0,07	0,3	1,6	82,39	0,2	0,2	0	19,773	19,773	-	1	-	-	-	-	-
1981	0,147	0,147	0,6	3,5	83,00	0,4	0,4	0	19,920	19,920	-	1	-	-	-	-	-
1982	0,287	0,287	1,2	7,0	84,20	0,9	0,9	0	20,207	20,207	-	1	-	-	-	-	-
1983	0,83	0,83	3,5	21,9	87,65	2,3	2,3	0	21,037	21,037	-	1	-	-	-	-	-
1984	0,524	0,524	2,2	17,7	89,84	1,4	1,4	0	21,561	21,561	-	1	-	-	-	-	-
1985	0,296	0,296	1,2	12,1	91,07	0,8	0,8	0	21,857	21,857	-	1	-	-	-	-	-
1986	0,023	0,023	0,1	1,1	91,17	0,1	0,1	0	21,880	21,880	-	1	-	-	-	-	-
1987	0	0	0,0	0,0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
1988	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
1989	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
1990	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
1991	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
1992	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
1993	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
1994	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
1995	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
1996	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
1997	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
1998	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
1999	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
2000	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
2001	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
2002	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
2003	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
2004	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
2005	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
2006	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
2007	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
2008	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
2009	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
2010	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-
2011	0	0	0	0	91,17	0,0	0,0	0,0	21,880	21,880	-	-	-	-	-	-	-

С целью организации поддержания пластового давления на западном блоке в 2007 году предпринята попытка по восстановлению ликвидированной скважины 29. В ходе работ установлено нарушение эксплуатационной колонны 168 мм на глубине 2614 м. По техническим причинам скважину ликвидировали в августе 2007 года.

Для выработки остаточных запасов подсолевых отложений западного предусматривалось выработку остаточных запасов вести скважиной 13 после проведения в ней в 2008 г. ремонтно-восстановительных работ. В случае невозможности проведения РВР в скважине 13 рекомендовалось восстановление ее вторым стволом. С целью организации ППД планировалось пробурить в 2010 г. нагнетательную скв.81.

Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице 2.6.

сосновский пласт тектоника нефтегазоносность

2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов

В целом по Сосновскому месторождению на 01.01.2012 г. отобрано 884,6 тыс. т нефти (80,8% от НИЗ) и 916,5 тыс. т жидкости.

В том числе накопленная добыча нефти из елецко-задонской залежи 2-го блока составляет 249 тыс. т или 28,1% общей добычи. Из семилукской залежи восточного блока - 413,6 тыс. т или 46,8% общей добычи. Остальные залежи обеспечили 25% добычи нефти.

Остаточные запасы нефти в целом по месторождению составляют 210,4 тыс.т. Основной объем остаточных извлекаемых запасов нефти - 39,4% сосредоточен в елецко-задонской залежи 1-го и 2-го блоков, 25,5% - в семилукской залежи и 17,5% - в воронежской залежи восточного блока.

Залежь нефти елецкого горизонта первого блока

Залежь нефти I-ого блока приурочена к дроздовским слоям елецкого горизонта. Залежь массивная, полусводовая, тектонически-ограниченная с юга, с остальных сторон границей является условный контур нефтеносности, проведенный на абсолютной отметке - 2617 м. В скважинах выделяют от 2-х (скв.67) до 6 (скв.39) пластов - коллекторов, разделенных непроницаемыми пропластками. Коэффициент расчлененности - 3,3. Коэффициент доли коллекторов равен 0.05 доли ед.

Наилучшими фильтрационными и коллекторскими свойствами характеризуется сводовый участок залежи в районе скважины 39 с нефтенасыщенной мощностью 22,3 м, открытой пористостью - 6,2%. К крыльям залежи, в районе расположения скважин 54 и 67 отмечается ухудшение коллекторских свойств. Нефтенасыщенные толщины в районе указанных скважин уменьшаются до 4,5 и 8,3 м соответственно.

В выработке запасов нефти залежи I - ого блока принимали участие скважины 39, 54 и 67. О характере выработки запасов нефти на блоке можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам на 01.01.2012 г.:

нефть, т жидкость, т

Скв.39 64700 65300

Скв.54 20013 20013

Скв.67 629 710

Таблица 2.6

Динамика показателей разработки Сосновского месторождения (западного блока воронежского горизонта)

Год	Добыча за год, тыс. т	Темп отбора, %	Отбор от НИЗ,%	Дебит т/сут.	Обводн.,%	Накопленная добыча, тыс. т	Ввод.	Действ. фонд скважин	Закачка, м3	Компенсация, %
	нефти	жидк.	от НИЗ	от ТИЗ		нефти	жидк.		нефти	жидк.	доб. скв.	добыв	нагн	годов.	накопл.	годов.	накопл.
1973	0,4	0,4	0,88	0,9	0,88	64,3	64,3	-	0,4	0,4	1	1	-	-	-	-	-
1974	8,5	8,5	20,78	21,0	21,66	45,1	45,1	-	8,9	8,9	-	1	-	-	-	-	-
1975	9,1	9,1	22,31	28,5	43,97	28,0	28,0	-	18,0	18,0	-	1	-	-	-	-	-
1976	5,1	5,1	12,36	22,1	56,33	13,8	13,8	-	23,1	23,1	-	1	-	-	-	-	-
1977	4,3	4,3	10,53	24,1	66,86	11,8	11,8	-	27,4	27,4	-	1	-	-	-	-	-
1978	2,1	2,1	5,02	15,1	71,88	5,6	5,6	-	29,5	29,5	-	1	-	-	-	-	-
1979	0,1	0,1	0,21	0,8	72,10	0,2	0,2	-	29,6	29,6	-	1	-	-	-	-	-
1980	0,1	0,1	0,27	1,0	72,37	0,3	0,3	-	29,7	29,7	-	1	-	-	-	-	-
1981	0,2	0,2	0,55	2,0	72,91	0,6	0,6	-	29,9	29,9	-	1	-	-	-	-	-
1982	0,4	0,4	1,05	3,9	73,96	1,3	1,3	-	30,3	30,3	-	1	-	-	-	-	-
1983	1,2	1,2	3,04	11,7	77,00	3,4	3,4	-	31,6	31,6	-	1	-	-	-	-	-
1984	0,8	0,8	1,92	8,4	78,92	2,2	2,2	-	32,4	32,4	-	1	-	-	-	-	-
1985	0,4	0,4	1,08	5,1	80,00	1,2	1,2	-	32,8	32,8	-	1	-	-	-	-	-
1986	0,0	0,0	0,10	0,5	80,10	0,1	0,1	-	32,8	32,8	-	1	-	-	-	-	-
1987	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
1988	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
1989	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
1990	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
1991	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
1992	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
1993	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
1994	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
1995	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
1996	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
1997	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
1998	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
1999	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
2000	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
2001	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
2002	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
2003	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
2004	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
2005	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
2006	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
2007	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
2008	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
2009	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
2010	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-
2011	-	-	-			-	-	-	32,8	32,8	-	-	-	-	-	-	-

Карта накопленных отборов по скважинам первого блока елецкой залежи приведена на рис. 2.14.

Рис. 2.14 - Карта накопленных отборов по состоянию на 01.01.2012. Сосновское месторождение, елецкая залежь (1 блок)

Рис. 2.15 - График изменения годовой добычи нефти с ГТМ и без ГТМ в период 1977 - 2011 гг. елецкой залежи 1 блока

Проведенные ГТМ по скважинам 39 и 54 (интенсификация притока) в 1999 году, смена насосного оборудования в 2003 году по тем же скважинам и оптимизация насосного оборудования в 2010 году в скважинах 39, 67 позволили компенсировать потери и поддержать годовую добычу нефти на уровне 1,5-2,0 тыс.т.

До января 1992 г. залежь разрабатывалась на упругом режиме. За этот период из залежи отобрано 50,4 тыс.т безводной нефти, коэффициент использования запасов составил 38,5%, текущий коэффициент нефтеотдачи 0,165 при проектном 0,43. В том числе скважиной 39 за счет упругих сил из залежи отобрано 38 тыс. т или 75,4% всей добычи.

В январе 1992 года была пробурена и введена под закачку воды нагнетательная скважина 61. Закачка воды осуществлялась под ВНК, в нижнюю часть елецкого горизонта (туровские слои), в то время как добыча велась из верхней части разреза, дроздовских слоев. Эффекта от нагнетания в скважину 61 не было, так как закачка велась в пласты, гидродинамически не связанные с коллекторами в добывающих скважинах.

В 2006 г. под нагнетание переведена добывающая скв.54. Перфорацией вскрыты дроздовские слои елецкого горизонта в интервале 2794-2805 м. На 01.01.2012 г. в скважину 54 закачано 15,3 тыс.м³ воды с удельным весом 1,17 г/см³.

По результатам геофизических исследований вода от закачки поступает в дроздовские слои елецкого горизонта и распределяется по интервалам перфорации:

- 2790-2791 м - 1%;

- 2794-2800 м - 73%;

- 2802-2805 м - 26%.

По данным моделирования вода от скважины 54 по дроздовским слоям елецкого горизонта оказывает влияние на работу скважин 39 и 67.

По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3 тыс. т нефти (65,1% от НИЗ), жидкости - 85,9 тыс.т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,28 при проектном 0,429. Текущий темп отбора от НИЗ - 1,8%. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда составил 28,4 тыс.т. Остаточные извлекаемые запасы нефти - 45,7 тыс. т, на одну скважину действующего фонда приходится 45,7 тыс.т.

Добывающие скважины 39 и 67 с начала ввода в работу и до настоящего времени эксплуатируются без воды.

В целом, выработку запасов нефти следует оценить как эффективную. Существующая система разработки залежи с предложенными геолого-техническими мероприятиями обеспечит выработку запасов и достижение проектного КИН.

Залежь нефти II- ого блока елецко-задонского горизонта

Продуктивные отложения на залежи вскрыты скважинами 21, 36, 50, 60, 65, 66 и 68. В скважинах выделено от 1 (скв.21, 65) до 6-9 (скв.36, 66, 68) пластов-коллекторов, нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 м (скв. 65) до 25,2 м (скв.36, 66, 68). По геофизическим данным среднее значение пористости равно 6,1%, нефтенасыщенности - 72%. Залежь нефти второго блока приурочена к дроздовским слоям елецкого горизонта

В марте 1992 г. организована система поддержания пластового давления во внутриконтурные нагнетательные скважины 60 и 65.

В скважину 65 закачка воды ведется в дроздовские и верхнюю часть туровских слоев елецкого горизонта. Влияние от закачки в скважину 65 в большей степени испытывает скважина 66, эксплуатирующая дроздовские слои. В меньшей степени закачка влияет на скважину 68, в которой проперфорирована только верхняя часть дроздовских слоев.

Основной объем добычи нефти (67,7% всей добычи блока), обеспечила скважина 36, пробуренная в сводовой части залежи с улучшенными коллекторскими свойствами.

О характере выработки запасов нефти на блоке можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам на 01.01.2012 г.:

нефть, т жидкость, т

Скв.36 165245 165770

Скв.36s2 3684 5378

Скв.50 6877 6952

Скв.60 880 1539

Скв.66 35500 49000

Скв.68 36800 37000

Карта накопленных отборов по скважинам первого блока елецко-задонской залежи приведены на рис. 2.16.

Рис. 2.16. - Карта накопленных отборов по состоянию на 01.01.2012. Сосновское месторождение, елецкая залежь (2 блок)

Рис.2.17. - График изменения годовой добычи нефти с ГТМ и без ГТМ в период 1976-2011 гг. елецкой залежи 2 блока

Геолого-технические мероприятия, выполненные с 1998 года по 2011 год по всему фонду скважин, не только компенсировали потери нефти, но и привели к росту добычи в 2008 году. В результате бурения бокового ствола из скважины 36 добыча нефти составила в 2008 году 1013 т.

До организации ППД (03.1992 г.) залежь разрабатывалась на естественном режиме. Добыча нефти за этот период составила 146,0 тыс. т нефти или 49,5% от НИЗ, текущий КИН составил 0,213 при проектном 0,43. В том числе скважиной к этому времени было 36 отобрано 136,2 тыс. т нефти или 93,3% всей добычи.

Безводный период эксплуатации залежи длился до 05.1991 года. За безводный период из залежи отобрано 142,4 тыс. т нефти, что составило 48,3% от начальных извлекаемых запасов, текущий КИН составил 0,208 при проектном 0,43.

По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 249 тыс. т нефти (84,4% от НИЗ), жидкости - 265,7 тыс. т Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,363 при проектном 0,430. Текущий темп отбора от НИЗ - 1,7%. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда составил 41,5 тыс. т. Остаточные извлекаемые запасы нефти - 46 тыс. т, на одну скважину добывающего фонда приходится 23 тыс. т

Залежь нефти саргаевского горизонта восточного блока

Залежь нефти имеет ограниченные размеры, недоразведана. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Нефтенасыщенные коллекторы выявлены в скважинах 32, 62s2 и 63.

Учитывая, что в скважине 63 в интервале перфорации 3385-3393 м вскрыта верхняя часть саргаевских отложений, в интервале перфорации 3358-3374 м семилукские, можно предположить, что скважиной осуществлялась совместная эксплуатация семилукско-саргаевских отложений.

В соответствии со вскрытой нефтенасыщенной мощностью и коллекторскими свойствам, добычу нефти из скважины 63 разделили между семилукской и саргаевской залежами. В результате объем добычи нефти из саргаевской залежи составляет 245 т, остаточные извлекаемые запасы, согласно оперативному пересчету запасов составляют 30 тыс. т.

Залежь нефти семилукского горизонта восточного блока

Семилукская залежь на восточном блоке вскрыта скважинами 32, 33, 62, 62s2 и 63.

Выработка запасов восточного блока семилукского горизонта велась добывающими скважинами 32, 62, 62s2 и 63. О характере выработки запасов можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам на 01.01.2012 г.:

	нефть, т	жидкость, т
Скв.32	396657	393250
Скв.62	16664	17083
Скв.62s2	3	310
Скв.63	4610	4892

Карта накопленных отборов по скважинам семилукской залежи восточного блока приведены на рис. 2.18.

Рис. 2.18 - Карта накопленных отборов по состоянию на 01.01.2012. Сосновское месторождение, семилукская залежь (восточный блок)

Основной объем добычи нефти обеспечила скважина 32 (94,8%), расположенная в своде залежи, в зоне с максимальными нефтенасыщенными толщинами 26 м.

Безводный период эксплуатации залежи длился до 02.1993 года. За безводный период из залежи отобрано 170 тыс.т нефти, что составило 35,7% от начальных извлекаемых запасов, текущий КИН составил 0,193.

В результате проведения геолого-промыслового анализа разработки выполнена оценка скорости продвижения водонефтяного контакта по времени появления воды в продукции скважин. Для расчета по скважинам 32, 63, 62 и 62s2 в таблице 2.7 представлены сведения о глубине нижних дыр перфорации и датам появления воды.

Таблица 2.7

Расчет скорости подъема ВНК (семилукская залежь, восточный блок)

№ скв.	Дата появления воды	Абсолютная отметка нижних дыр перфорации, м	Время продвижения ВНК, месяцы	Подъем ВНК
				м	м/мес
62	01.02.1993	-3159
			38,9	12	0,31
63	01.05.1996	-3147
			8,05	44	5,47
32	01.01.1997	-3103
			167	2	0,01
62s2	01.10.2010	-3101
За период	213.92	58	0.27

На рисунке 2.19. отображено продвижение воды во времени к забоям добывающих скважин.

Уровень текущего ВНК на определенную дату можно вычислить. Согласно расчету, по состоянию на 1.01.2011 года, текущий ВНК находился на отметке -3095,6 м, т.е. вновь пробуренная скважина 62s2 с интервалом перфорации 3381 - 3422 м (-3097- -3130 м), вскрыла текущий ВНК, в результате чего был получен приток воды с пленкой нефти.

Рис. 2.19 - График продвижения воды к нижним дырам перфорации добывающих скважин семилукской залежи восточного блока

Выполненные в декабре 2010 года водоизоляционные работы также были неэффективны. В интервале перфорации 3381-3385 м (-3097,76 - -3100,97 м) получен приток воды.

Разработка залежи - ведется с поддержанием пластового давления путем закачки воды в законтурную нагнетательную скв.64. Наличие хорошей гидродинамической связи обуславливает эффективное вытеснение нефти водой от нагнетательной скважины 64 к добывающей скважине 32.

На 01.01.2012 г. из залежи семилукского горизонта восточного блока отобрано 413,6 тыс. т нефти, что составляет 92,1% от извлекаемых запасов залежи. Остаточные извлекаемые запасы нефти - 35,2 тыс. т.

Залежь нефти воронежского горизонта восточного блока

Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. В скважинах выделяют от 1 (скв.35) до 7 (скв.63) пластов - коллекторов, разделенных непроницаемыми пропластками. Нефтенасыщенные толщины на блоке изменяются от 10,6-10,8 м (скв.63 и 64) до 6,6 м в скважине 32 и 3 м в скважине 35. По геофизическим данным среднее значение пористости равно 5,7%, нефтенасыщенности - 82,9%. Скважиной 63 вскрыт разрез с максимальной нефтенасыщеной толщиной (10,8 м), скважиной 62 - участок с ухудшенными емкостно-фильтрационными свойствами коллектора.

Выработка запасов нефти восточного блока воронежского горизонта ведется возвратным фондом, переведенным с семилукского горизонта (кроме скв.35).

О характере выработки запасов из восточного блока залежи воронежского горизонта можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам на 01.01.2008 г.:

нефть, т жидкость, т

Скв.32 33255 33255

Скв.35 8245 12703

Скв.62 6543 6543

Скв.63 33674 33674

Карта накопленных отборов по скважинам воронежской залежи восточного блока приведены на рис. 2.21.

До организации ППД (03.1998 г.) залежь разрабатывалась на упругом режиме. Добыча нефти за этот период составила 51,5 тыс. т нефти или 40,9% от НИЗ, текущий КИН составил 0,095 при проектном 0,232.

В марте 1998 года начата закачка воды в скважину 64, в птичские слои в интервале перфорации 3287-3297м. В скважине 63, основная часть эффективных толщин, соответствующих пластам-коллекторам в скважине 64, замещается более плотными породами. В скважинах 32 и 62 добыча нефти велась из стреличевских слоев.

В нагнетательной скважине 64 в воронежском горизонте перфорирован интервал 3287-3297 м. По данным РГА интервалы 3288-3290 м и 3294-3295,5 м оценены как слабопринимающие.

По техническим причинам (негерметичность пакера) с марта 2007 г. закачка в скважину 64 в залежь воронежского горизонта прекращена. Учитывая результаты исследований от 08.02.1988 г. о наличии в интервале 3355-3372 м (sm-sr) заколонных перетоков, можно предположить, что весь объем закачиваемой в скважину 64 воды распределялся по трем залежам: воронежской, семилукской и саргаевской.

Рис. 2.20 - Карта накопленных отборов по состоянию на 01.01.2012. Сосновское месторождение, воронежская залежь (восточный блок)

В связи с низким пластовым давлением в залежи (12,2 МПа) с февраля 2007 г. переведена под закачку находившаяся в контрольном фонде скв.62. Закачка в скважину 62 оказала влияние на увеличение обводненности продукции в скважине 63. На рис.2.22. видно, что нагнетательная скважина 62 обводнила скважину 63 по нижней и средней части разреза.

Из вышеизложенного следует, что выработка запасов осуществлялась, в основном, из сводовой части залежи, характеризующейся улучшенными коллекторскими свойствами.

На 01.01.2012 г. из воронежского горизонта восточного блока отобрано 81,7 тыс. т нефти, что составляет 64,9% извлекаемых запасов. Достигнутый коэффициент нефтеизвлечения 0,151 при проектном 0,232. Остаточные извлекаемые запасы - 44,3 тыс.т.

Рис. 2.21 - Геолого-промысловый разрез между скважинами 63 и 64

Залежи нефти воронежского и семилукского горизонта западного блока

Добыча нефти из западного блока осуществлялась одной скважиной 13, которая работала на естественных режимах (упругом и режиме растворенного в нефти газа). В отложениях семилукского горизонта выделено 13,2 м нефтенасыщенных пластов-коллекторов с коэффициентом пористости 10%, нефтенасыщенности - 90%. В отложениях воронежского горизонта нефтенасыщенная толщина составляет 18,9 м, среднее значение пористости - 0,07, нефтенасыщенности - 0,87.

В течение трех лет сохранялись достаточно высокие дебиты (до 129 т/сут), что обычно характерно для семилукских залежей. Это может быть обусловлено плохой сохранностью цементного моста или негерметичностью заколонного пространства, что связано с некачественным проведением кумулятивной перфорации, о чем свидетельствуют документы. В акте о техническом состоянии эксплуатационной колонны в скважине 13 Сосновской площади от 20.10.1973 г. отмечено, что в процессе испытания второго объекта семилукских отложений при замене глинистого раствора на воду, произошло нефтепроявление, что свидетельствует о негерметичности цементного моста и эксплуатационной колонны.

Исходя из этого все количество нефти добытое скважиной 13 из западного блока, поделено между воронежской и семилукской залежами в соответствии с емкостно-фильтрационными свойствам коллектора.

На 01.01.2012 г. из воронежского горизонта западного блока отобрано 32,8 тыс. т нефти, что составляет 80,1% от извлекаемых запасов. Достигнутый коэффициент нефтеизвлечения 0,159 при проектном 0,2. Остаточные извлекаемые запасы - 8,16 тыс. т.

Из семилукскогоо горизонта западного блока отобрано 22 тыс. т нефти, что составляет 91,1% от извлекаемых запасов. Достигнутый коэффициент нефтеизвлечения 0,179 при проектном 0,2. Остаточные извлекаемые запасы нефти - 2,1 тыс. т.

2.3 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

По состоянию на 01.01.2012 г. на Сосновском месторождении в разработке находились залежи нефти елецко-задонского (I и II - ой блоки), воронежского (западный и восточный блоки) и семилукского (восточный, западный блок) горизонтов.

Рис. 2.22 - График разработки елецкого горизонта 1-го блока

На рис.2.23. представлены годовые темпы отбора нефти от начальных и текущих извлекаемых запасов нефти.

Рис. 2.23 - Динамика темпов отбора и коэффициента использования запасов елецкого горизонта 1-го блока

Залежь нефти елецкого горизонта первого блока

Залежь нефти елецко-задонского горизонта характеризуется высокой расчлененностью, невысокими фильтрационными характеристиками, гидродинамическая связь между скважинами затруднена. На рисунке 2.22. видно, что разработка залежи велась с небольшими отборами безводной нефти, не превышавших 5,5 тыс.т в год.

На рисунках видно, что с 1976 года по 1983 год залежь находилась на первой стадии разработки. Годовые темпы отбора от НИЗ не превышали 3,1%. За первую стадию отобрано 31,1 тыс.т нефти или 19,6% от начальных извлекаемых запасов. Вторая стадия разработки длилась два года (1984-1985 гг.), добыча нефти за эту стадию составила 10,6 тыс.т, к концу 2-ой стадии из залежи отобрали 36,2 тыс.т, что составляет 27,7% от НИЗ. Увеличение добычи нефти на второй стадии связано с работами по оптимизации в скважине 39. Начиная с 1986 года и по настоящее время, залежь находится на третьей стадии разработки. По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3 тыс. т нефти (65,1% от НИЗ), жидкости - 85,9 тыс.т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,28 при проектном 0,429. Текущий темп отбора от НИЗ - 1,8%. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда составил 28,4 тыс. т. Остаточные извлекаемые запасы нефти - 45,7 тыс. т, на одну скважину действующего фонда приходится 45,7 тыс. т.

Основной объем добычи нефти обеспечила скважина 39 - 64,7 тыс. т или 75,8% всей добычи из залежи. Благодаря небольшим темпам отбора выработка запасов осуществлялась без воды, что и позволило выработать извлекаемые запасы на 65,1%. С целью увеличения темпов отбора нефти за период с 2007 года по 2011 год в добывающих скважинах проводили работы по интенсификации притока (СКР), оптимизации насосного оборудования и восстановлению фонда путем бурения бокового ствола.

Таблица 2.8

Анализ ГТМ по скважинам елецкого горизонта 1-го блока

Дата	Скв.	Способ экспл	Мероприятие	Доп. добыча нефти, т
1999	39	ШГН	ДОСТРЕЛ (ГПП).СКВ. НСКО	640
1999	54	ШГН	ДОСТРЕЛ. ПЕРЕСТРЕЛ. МНОГОЦИК ЛОВАЯ МСКВ, УОС	95
			Итого:	735
2003	39	ШГН	СМЕНА НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕН.	359
2003	54	ШГН	СМЕНА НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕН.	300
			Итого:	659
2009	67	ликв	РЕПЕРФОРАЦИЯ.СКР	10
2009	67	фонт	ПЕРЕВОД НА НВ-32	0
			Итого:	10
2010	67	фонт	ПЕРЕВОД НА НВ-32	226
2010	39	ШГН	СМЕНА ДЛИНЫ ХОДА S-1.5/2.0	199
			Итого:	425
2011	54	нагн	ГРП реперфорация

Несмотря на невысокие отборы жидкости, уже в начальный период эксплуатации в скважинах отмечается резкое снижение пластового давления. В связи со снижением пластового давления и невысокой производительностью добывающего фонда в скважину 14, затем в скважину 61 организована закачка воды.

Для более полной оценки сложившегося состояния разработки выполним расчет запасов нефти залежи методом матбаланса, в качестве контрольного.

Исходя из фактической удельной добычи нефти q_уд. на 1 МПа снижения пластового давления за период разработки на упругом режиме, можно подсчитать геологические запасы нефти по формуле С.Д. Пирсона:

Q_н.г. = q_уд. / в (2.1)

где: q_уд. - удельная добыча нефти, тыс.т;

Q_н.г. - начальные геологические запасы нефти, тыс.т;

в^* - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы, МПа¹.

В лаборатории исследования пластовых флюидов БелНИПИнефть для каждой ступени снижения пластового давления экспериментально рассчитаны коэффициенты сжимаемости нефти, которые были использованы при вычислении величин эффективных коэффициентов сжимаемости пластовой системы в^* по приведенной ниже формуле:

в^* = в_{н *} S_н + в_{в *} (1 - S_н) + [(1 - m) / m] _* в_породы, (2.2)