Разработка нефтяных месторождений
Подсолевая терригенная толща сложена отложениями верхнего протерозоя, среднего девона и ланским горизонтом среднего отдела девонской системы. Залегают отложения с угловым и стратиграфическим несогласием непосредственно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически толща представлена переслаиванием пестроцветных разнозернистых песчаников и алевролитов различной сцементированности… Читать ещё >
Разработка нефтяных месторождений (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
- СОДЕРЖАНИЕ
- ВВЕДЕНИЕ
- 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
- 2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- 2.1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ. СТРАТИГРАФИЯ И ЛИТОЛОГИЯ ОСАДОЧНОГО РАЗРЕЗА
- 2.2 ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- 2.3 ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ, ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД И ПОКРЫШЕК
- 2.4 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОД
- 2.5 ЗАПАСЫ НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
- 3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМОЙ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ
- 3.1 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
- 3.2 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
- 3.3 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО ЭТАПА РАЗРАБОТКИ, ПРОВОДИМЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ
- 3.4 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
- 4. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
- 4.1 СКВАЖИНА 46
- 4.2 СКВАЖИНА 38
- 4.3 ПРОГНОЗ ДОСТИЖЕНИЯ КОНЕЧНОГО КИН
- 5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА
- 5.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГПО «БЕЛОРУСНЕФТЬ»
- 5.2 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА НГДУ «РЕЧИЦАНЕФТЬ»
- 5.3 МЕТОДИКА РАСЧЕТА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА
- 5.4 ВЫВОД
- 6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
- 6.1 ВВЕДЕНИЕ
- 6.2 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ТРУДА НА ПРЕДПРИЯТИ
- 6.2.1 ОПИСАНИЕ РАБОЧЕГО МЕСТА
- 6.2.2 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАБОЧЕМ МЕСТЕ
- 6.2.3 ОПАСНЫЕ И ВРЕДНЫЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ФАКТОРЫ
- 6.2.3.1 ТОКСИЧНЫЕ ВЕЩЕСТВА
- 6.2.3.2 МЕТЕОУСЛОВИЯ НА РАБОЧИХ МЕСТАХ, ИХ ОСОБЕННОСТИ
- 6.2.3.3 ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОСВЕЩЕНИЕ
- 6.2.3.4 ШУМ И ВИБРАЦИЯ
- 6.2.3.5 ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ
- 6.2.4 ФАКТОРЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПРОЦЕССА: ТЯЖЕСТЬ И НАПРЯЖЕННОСТЬ ТРУДА
- 6.3 ВЫПОЛНЕНИЕ САНИТАРНЫХ И ПРОТИВОПОЖАРНЫХ НОРМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
- 6.4 ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОЖАРНОЙ И ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
- 6.5 СРЕДСТВА ИНДИВИДУАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ РАБОТАЮЩИХ
- 6.6 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА. ПОКАЗАТЕЛИ ОЦЕНКИ УСЛОВИЙ ТРУДА НА РАБОЧЕМ МЕСТЕ
- 6.7 КОМПЛЕКС МЕР ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
- 6.7.1 ЗАЩИТА АТМОСФЕРЫ ОТ ВРЕДНЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ
- 6.7.2 ЗАЩИТА ВОДНОГО БАССЕЙНА ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЙ
- 6.8 ИНЖЕНЕРНЫЙ РАСЧЕТ СИСТЕМЫ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ КОМПЛЕКТНОЙ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ (КТП)
- 6.9 ЗАКЛЮЧЕНИЕ
- СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
- ВВЕДЕНИЕ
- Дубровское месторождение было введено в пробную эксплуатацию в 1980 г. в соответствии с «Проектом пробной эксплуатации», составленным в том же 1980 году. С 1985 г. месторождение находится в промышленной разработке.
- Объектами разработки на месторождении являются залежи нефти задонско-елецкого, семилукского горизонтов и лебедянского горизонта (Елизаровский и Дубровский участки). Таким образом, в общей сложности на месторождении есть 4 объекта разработки.
- В данной работе будет рассматриваться исключительно задонско-елецкая залежь, так как она является основным объектом разработки на месторождении.
- С 1985 г. месторождение разрабатывалось в соответствии с «Технологической схемой», составленной в 1984 г., затем по «Проекту разработки» 1994 года и уточненного в 2001 году в «Дополнении к проекту разработки», где технологические показатели были приняты на период 2001;2005 гг. В 2006 г. в рамках «Авторского надзора» были рассчитаны проектные показатели добычи и плана буровых работ на 2007;2009 гг. только по залежам нефти елецко-задонского и семилукского горизонтов.
- В 2007;2008 годах в результате проведения сейсмических работ 3D по семилукской и внутрисолевой (Елизаровский участок) залежам и переинтерпретации материалов ГИС по задонско-елецкой и внутрисолевой (Дубровский участок) залежам, были пересчитаны запасы нефти, которые и были положены в основу нового проектного документа — «Уточненного проекта разработки Дубровского месторождения», составленного в 2009 году.
- 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
- В административном отношении Дубровское месторождение находится в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь (рисунок 1.1).
- Ближайшими промышленными центрами являются города Речица, Светлогорск, Гомель, расположенные, соответственно, в 30, 40 и 70 км, с железнодорожными узловыми станциями и речным портом в городе Речица.
- В орографическом отношении территория месторождения представляет собой всхолмленную равнину, слегка наклоненную в сторону р. Днепр. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +120 м до +162 м. Повышенные участки (около 70% территории) покрыты сосновым и лиственным лесом.
- Гидрографическая сеть развита слабо. Самая крупная ближайшая река — Днепр и ее притоки. Широко развита сеть мелиоративных каналов и небольших водоемов.
- Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +7 °С. Среднегодовое количество осадков 550−650 мм. Глубина промерзания грунта 0,8−0,9 м.
- В экономическом отношении район преимущественно сельскохозяйственный. Промышленные предприятия сосредоточены в городах: Гомеле, Мозыре, Речице, Светлогорске.
- Национальный состав населения разнообразный.
- Сбор и транспортировка нефти осуществляются по герметизированной системе через узел подготовки нефти на Новополоцкий нефтеперерабатывающий завод, после чего товарная нефть сдается в нефтепровод Дружба. Попутный газ утилизируется на Белорусском газоперерабатывающем заводе в городе Речица.
- Из полезных ископаемых местного значения имеются строительные пески, глины и торф.
- Дубровская структура выявлена в 1976 году по поверхности подсолевых отложений в результате сейсморазведочных работ, проводимых трестом «Белоруснефтегеофизика».
- Дубровское месторождение открыто РУП ПО Белоруснефть в 1979 году, скважиной 1, в которой получен приток нефти из карбонатных отложений семилукского горизонта.
- В феврале 1980 года в скважине 3 получен приток нефти из межсолевых отложений.
- В июне 1989 года в скважине 27 получен приток нефти с буровым раствором из лебедянских отложений.
- В пробной эксплуатации месторождение находилось с января 1980 года, в промышленную разработку введено в июле 1985 года.
- За время эксплуатации месторождения по состоянию на 01.01.09 г. добыто:
- по внутрисолевым залежам — 18 тыс. т;
- по елецко-задонской залежи — 1582 тыс. т;
- по семилукской залежи — 210 тыс. т.
- Рис. 1.1. Схема расположения месторождений нефти Беларуси
- 2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- 2.1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ. СТРАТИГРАФИЯ И ЛИТОЛОГИЯ ОСАДОЧНОГО РАЗРЕЗА
- В геологическом строении месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяются ряд толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижняя соленосная, межсолевая, верхние соленосные (галитовая и глинисто-галитовая) и надсолевая.
- Породы кристаллического фундамента вскрыты скважиной 1 и представлены гнейсами, гранодиоритами, гранито-гнейсами. Вскрытая толщина 2,0 м.
- Подсолевая терригенная толща сложена отложениями верхнего протерозоя, среднего девона и ланским горизонтом среднего отдела девонской системы. Залегают отложения с угловым и стратиграфическим несогласием непосредственно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически толща представлена переслаиванием пестроцветных разнозернистых песчаников и алевролитов различной сцементированности, пестроцветными глинами с подчиненными прослоями песчаников и ангидритов, глинистых доломитов и доломитовых мергелей. Вскрытая толщина подсолевых терригенных отложений 371 м (скв. 1).
- Подсолевая карбонатная толща включает отложения саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского горизонтов и кустовницких слоев евлановского горизонта верхнего девона. Нефтенасыщенными являются породы семилукского горизонта.
- Саргаевский горизонт согласно залегает на поверхности ланских отложений и представлен доломитами и известняками серыми, микрозернистыми, плотными, крепкими, массивными в разной степени глинистыми, трещинными с прослоями мергелей. Толщина горизонта изменяется от 36 м (скв. 16) до 46 м (скв. 36).
- Отложения семилукского горизонта залегают согласно на саргаевских отложениях и сложены преимущественно доломитами серыми, плотными, крепкими, массивными, с прослоями доломитов пористых, кавернозных, трещинных. Толщина отложений от 18,5 м (скв. 36) до 27 м (скв. 7).
- Речицкий горизонт залегает несогласно и представлен глинисто-карбонатными породами — пестроцветными глинами и мергелями с прослоями глинистых известняков и глинистых доломитов. Породы плотные, средней крепости. Толщина горизонта изменяется от 3,5 м (скв. 30) до 35 м (скв. 13).
- Воронежские отложения залегают на размытой поверхности речицкого горизонта и сложены карбонатными породами. В разрезе преобладают известняки серые, массивные, плотные, микрозернистые, трещинные. Встречаются доломиты темно-серые, массивные, плотные, крепкие, местами слабоглинистые за счет микропрожилок глин. Вскрытая толщина изменяется от 35 м (скв. 30) до 91 м (скв. 13).
- Евлановский горизонт (кустовницкие слои) сложен ритмичным переслаиванием глин, мергелей, глинистых известняков, доломитов. Толщина кустовницких слоев от 40 м (скв. 1) до 48 м (скв. 13).
- Нижнесоленосная толща представлена нерасчлененными отложениями евлановского (анисимовские слои) и ливенского горизонтов. Литологически толща сложена каменной солью с включениями и прослоями глин, мергелей, известняков, ангидритов и доломитов. Толщина отложений изменяется от 342 м (скв. 36) до 552 м (скв. 13).
- Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов согласно залегает на ливенских отложениях.
- Домановичский горизонт представлен мергелями темно-серыми доломитисто-известковистыми, мелкокристаллическими. Вскрытая толщина изменяется от 18 м (скв. 1) до 45 м (скв. 16).
- Отложения задонского горизонта несогласно залегают на домановичских отложениях и представлены, в основном, известняками доломитистыми, серыми, органогенными, плотными, тонкослоистыми с микровыпотами темно-коричневой нефти по микротрещинам. Реже доломитами коричневато-серыми, плотными, кавернозными, средней крепости. Толщина горизонта изменяется от 111 м (скв. 1) до 187 м (скв. 13).
- Породы елецкого горизонта несогласно залегают на задонских отложениях. Литологически елецкий горизонт сложен известняками коричневато-серыми, мелкозернистыми, массивными, доломитизированными, кавернозными, трещинными. По трещинам и кавернам выпоты светло-коричневой нефти. Реже встречаются доломиты коричневато-серые, глинистые, участками известковистые, микро-мелкозернистые, массивные, плотные.
- С отложениями елецкого горизонта связана промышленная нефтеносность месторождения. Толщина елецких отложений колеблется от 45 м (скв. 9) до 265 м (скв. 4) (таблицы 2.2, 2.3).
- Отложения петриковского горизонта несогласно залегают на елецких отложениях и представлены чередованием мергелей и известняков. Мергель темно-серый, плотный, крепкий, местами переходящий в глинистый известняк. Известняк темно-коричневый, микрозернистый плотный, крепкий, местами доломитистый. Толщина петриковского горизонта изменяется в широком диапазоне: от 8,5 м (скв. 18) до 82 м (скв. 13).
- Верхнесоленосные образования состоят из двух толщ: галитовой и глинисто-галитовой, и объединяют отложения лебедянского, оресского, стрешинского и нижнеполесского горизонтов.
- Галитовая толща сложена каменными солями с прослоями мергелей, доломитов, известняков, ангидритов. Нефтеносность связана с внутрисолевым прослоем известняков ангидритизированных светло-серых, плотных, крепких, перемятых, с трещинами произвольного ориентирования. Отмечается множество каверн, на отдельных образцах керна отмечены незначительные выпоты нефти из микропор. Толщина галитовой толщи изменяется от 607 м (скв. 30) до 808 м (скв. 12).
- Глинисто-галитовая толща представлена чередованием пластов каменной соли с глинисто-карбонатными породами: мергелями, глинами, реже доломитами и ангидритами. Толщина глинисто-галитовой толщи изменяется от 784 м (скв. 24) до 1257 м (скв. 18).
- Надсолевая толща включает образования девонской (полесский горизонт), каменноугольной, пермской системы палеозойской эратемы; триасовой, юрской и меловой систем мезозойской эратемы; палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской эратемы. Представлена толща терригенно-карбонатными породами: глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, реже известняками, доломитами и гипсом; писчим мелом с обуглившимися растительными остатками и обломками кремня. Ледниковыми и водноледниковыми образованиями: песками, песчано-гравийными отложениями, супесями, суглинками, торфом, алевролитами и песчаниками. Общая толщина надсолевых отложений изменяется от 979 м (скв. 4) до 1418 м (скв. 24).
- 2.2 ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- Дубровское месторождение приурочено к одноименной структуре и расположено между Речицко-Вишанской и Первомайской зонами поднятий, в свою очередь относящихся к Северной тектонической зоне Припятского прогиба.
- По поверхности межсолевых отложений Дубровское месторождение представляет собой брахиантиклиналь, осложненную с юго-запада и юго-востока нарушениями, прослеживающимися из подсолевых отложений, со значительно меньшей амплитудой (30−70м) (рисунок 2.2).
- Межсолевая залежь Дубровского месторождения в плане не совпадает с подсолевой залежью.
- Промышленная нефтеносность Дубровского месторождения связана с карбонатными коллекторами внутрисолевого прослоя лебедянского, задонско-елецкого и семилукского горизонтов.
- Задонско-елецкая залежь нефти вскрыта и опробована 34 скважинами. При испытании в эксплуатационной колонне получены притоки нефти дебитами от 0,624 м3/сут (скв. 4) до 716,39 м3/сут (скв. 34) (рисунок 2.1).
- Залежь нефти массивная, сводовая, тектонически ограниченная с юга и запада, литологически — с востока, с севера ограничена контуром нефтеносности. Размеры залежи: 2,2 км х 2,5 км, высота 150 м.
- Условный ВНК принят на абсолютной отметке -2873м по данным ГИС в скважинах 3, 4, 6, 7, 8 и утвержден ГКЗ в 1985 году.
- 2.3 ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ, ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД И ПОКРЫШЕК
- Для определения различных петрофизических параметров задонско-елецкой залежи из межсолевых отложений отобрано 957 образцов.
- На отобранных образцах в лабораторных условиях изучался комплекс физических свойств, включающий в себя определения объемной и минералогической плотности, полной емкости по Мельчеру, открытой — по Преображенскому, полной и открытой емкости кавернозных образцов по Котяхову, карбонатности — методом Щербины, проницаемости — по газу на приборе ГК-5, остаточной водонасыщенности — методом центрифугирования.
- Емкостная характеристика по методу Котяхова определена на 37 образцах межсолевых отложений.
- По межсолевым отложениям Дубровского месторождения с отбором керна пройдено 993,9 м, вынос керна составляет 58,4%, освещенность керном нефтенасыщенных пластов — 59,9%.
- Полная пористость известняков межсолевых отложений составляет 5,0%, открытая — 3,7%. Абсолютная пористость доломитовых разностей составляет 7,8%, открытая — 6,2%. Без учета литологии полная пористость равна 5,6%, открытая — 4,2%.
- Средние величины полной емкости каверн и пор и полной емкости каверн, пород межсолевых отложений равны 10,8% и 5,26%, а открытой емкости — соответственно, 10,04% и 4,88%. Отношение полной емкости каверн к полной емкости каверн и пор для межсолевых пород составляет 0,49.
- По задонско-елецкой залежи поровая проницаемость нефтенасыщенной части продуктивного пласта, определенного методом Преображенского, исследовалась на 136 образцах. Эта величина изменяется от 0,33 мкм2 до 0,1463 мкм2, и в среднем составляет 0,6 056 мкм2. Трещинная проницаемость нефтенасыщенной части продуктивного пласта колеблется от 0,754 мкм2 до 0,185 мкм2 при среднем значении 0,586 мкм2 (10 определений).
- Относительная проницаемость пористой среды, определенная по методу Котяхова, изменяется от 0,53 мкм2 до 0,044 мкм2 и в среднем составляет 0,6 816 мкм2 (12 определений).
- Продуктивными являются отложения задонского и елецкого горизонтов. Коллекторами служат доломиты и известняки в различной степени пористые, кавернозные и трещинные. Емкостью в них являются поры и каверны, а фильтрация происходит по межзерновым каналам, кавернам и трещинам.
- Тип коллектора задонско-елецкой залежи — порово-каверново-трещинный.
- Пласты-коллекторы в залежи имеют непрерывное распространение по всей площади и характеризуются коэффициентом расчлененности равным 15,3 доли ед. и коэффициентом песчанистости равным 0,379 доли ед. (таблица 2.4).
- Эффективная нефтенасыщенная толщина, выделенная по ГИС, колеблется от 6,2 м (скв. 4) до 101 м (скв. 26) (рисунок 2.2). Средневзвешенная толщина по нефтяной зоне составляет 35,3 м, средневзвешенная открытая пористость — 6,9%, нефтенасыщенность — 81,4% (таблица 2.5).
- Фильтрационные характеристики елецко-задонской залежи получены по данным гидродинамических исследований скважин 3, 6, 7, 8, 15, 20, 21, 24, 25, 26, 31, 33 и 34. Проницаемость пород, определенная в этих скважинах, варьируется от 0,1 305 мкм2 до 0,2039 мкм2 и в среднем составляет 0,0264 мкм2 (82 определения). Для полной характеристики фильтрационных свойств продуктивного пласта определены также коэффициент продуктивности (87,93), гидропроводность (58,61), пьезопроводность (1854,03).
- Приведенные данные свидетельствуют о высоких фильтрационных свойствах пластов-коллекторов, что подтверждалось высокими дебитами скважин.
- 2.4 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ
- Пластовая нефть задонско-елецкой залежи исследована 15 глубинными пробами из скважин 3, 6, 8. Давление насыщения нефти газом изменяется от 10,33 МПа до 12,58 МПа при среднем по залежи значении — 11,41 МПа, газосодержание нефти изменяется от 122,40 м3/т до 146,70 м3/т, среднее по залежи значение составило — 131,17 м3/т (таблица 2.6).
- Физико-химические свойства дегазированной нефти определены по 26 пробам из скважин 3, 4, 6, 7, 8, 15, 21, 24, 33, 38, 40, 41, 42, 45. Согласно СТБ ГОСТ Р 51 858−2002, нефть является малосернистой (0,15% массовых) и относится к 1-му классу, по плотности нефть является легкой (842,9 кг/м3) и относится к 1-му типу. Содержание парафина составляет 5,77% массовых, выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 300оС — 44,5% объемных. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет 6,87% массовых, т. е. нефть является смолистой (таблица 2.7).
- В составе газа стандартной сепарации содержится 0,619% объемных неуглеводородных компонентов (азота, углекислого газа). Газ относится к жирным, содержание углеводородов С3+высш. составляет 560 г/м3 (таблица 2.8).
- Пластовые воды карбонатных отложений межсолевой залежи Дубровского месторождения являются высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа. Значения общих показателей химического состава (минерализация, плотность, реакция среды), а также содержания основных компонентов приведены в таблице 2.1.
- Таблица 2.1
- Показатели химического состава пластовых вод
- диапазон
- среднее
- Динамическая вязкость рассолов в начальных пластовых условиях, рассчитанная по уравнениям А. В. Кудельского и др. (1985 г.), составляет 0,6443−1,0286 мПа· с (в среднем 0,8167 мПа· с) по межсолевой залежи.
- При снижении давления и температуры в стволах добывающих скважин и на промысловом оборудовании из пластовых рассолов может осаждаться галит. При смешении рассолов с технологическими водами, имеющими высокие концентрации сульфатов и гидрокарбонатов, может осаждаться гипс, ангидрит, кальцит и, реже, доломит.
- В настоящее время на большей части межсолевой залежи получают попутные воды плотностью 1,15−1,19 г/см3. Состав попутной воды определяется главным образом закачиваемыми водами. Лишь в скважине 23s2 получают попутные воды плотностью до 1,25 г/см3. Состав попутно добываемой воды здесь формируется преимущественно за счет пластовых рассолов. В скважину проводятся подливы пресной воды с целью борьбы с солеотложением.
- 2.5 ЗАПАСЫ НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
- Впервые запасы нефти и растворенного газа Дубровского месторождения были подсчитаны институтом УкрГИПРОНИИнефть по состоянию на 01.01.83 г. и утверждены ГКЗ СССР в 1985 г. по категории С1 в количестве 4220 тыс. т геологических и 1744 тыс. т извлекаемых (из них по задонско-елецкой залежи соответственно 3299 тыс. т и 1320 тыс. т при коэффициенте извлечения 0,4).
- На основе утвержденных запасов лабораторией разработки УкрГИПРОНИИнефть в 1985 году составлена схема разработки Дубровского месторождения.
- На 01.01.1993 года технологическая схема разработки была реализована. К этому времени на месторождении пробурили 27 скважин. Вновь полученные данные уточнили строение месторождения, площади залежей оказались существенно меньше ранее принятых.
- На 01.01.93 г. запасы нефти Дубровского месторождения были пересчитаны и на 01.01.95 г. приняты на баланс по задонско-елецкой залежи в количестве 2737 тыс. т геологических и 1095 тыс. т извлекаемых запасов по категории В.
- За период с 1994 г. по 1998 г. на месторождении пробурено 7 эксплуатационных скважин на задонско-елецкую залежь. В связи с этим отделом подсчета запасов БелНИПИнефть был произведен пересчет запасов по состоянию на 01.01.99 г.
- По задонско-елецкой залежи геологические и извлекаемые запасы, в результате пересчета, по сравнению с утвержденными в ГКЗ увеличились на 5% и составили 3478 тыс. т геологических и 1391 тыс. т извлекаемых, при ранее утвержденном КИН равном 0,4. Прирост запасов произошел за счет увеличения эффективной нефтенасыщенной толщины на 33%.
- В 2001 году отделом подсчета запасов БелНИПИнефть был уточнен коэффициент нефтеизвлечения по задонско-елецкой залежи. Анализ расчётных величин КИН, определённых четырьмя различными способами, показал их практическую сходимость и позволил рекомендовать для задонско-елецкой залежи КИН = 0,476. Поскольку коэффициент вытеснения из образца с пористостью 9% (средневзвешенная пористость по залежи всего 6,5%) при пятикратной промывке его водой (для залежи это более чем 38 млн. м3 воды) составил всего 0,55, а коэффициент охвата при таком неоднородном строении коллектора массивной залежи вряд ли может быть оценен более чем 0,75. Таким образом, начальные извлекаемые запасы нефти категории B по задонско-елецкой залежи составили 1656 тыс. т, а извлекаемые запасы растворённого в нефти газа — 214 млн. м3.
- В 2007;2008 годах отделом подсчета запасов Упргеологии была проведена переинтерпретация материалов ГИС. На основании этих данных было уточнено строение задонско-елецкой залежи и пересчитаны ее запасы.
- На 01.01.09 г. приняты на баланс пересчитанные запасы нефти по задонско-елецкой залежи в количестве: 3941 тыс. т геологических и 1876 тыс. т извлекаемых по категории В (при утвержденном КИН = 0,476).
- Подсчетные параметры и запасы нефти по задонско-елецкой залежи Дубровского месторождения приведены в таблице 2.9.
- Таблица 2.2
- Глубины, отметки и толщины продуктивных горизонтов по скважинам
- Таблица 2.3
- Характеристика толщин продуктивных горизонтов
- Таблица 2.4
- Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов
- Коэффициент песчанистости,
- Таблица 2.5
- Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности
- Таблица 2.6
- Свойства пластовой нефти задонско-елецкой залежи (скв. 3, 6, 8)
- количество
- диапазон
- среднее
- Газосодержание при однократном
- Объемный коэффициент при однократном
- Газосодержание при дифференциальном
- Таблица 2.7
- Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти задонско-елецкой залежи (скв. 3, 4, 6, 7, 8, 15, 21, 24, 33, 38, 40, 41, 42, 45)
- количество
- диапазон
- изменения
- среднее
- значение
- месторождение нефть разработка литология
- Таблица 2.8
- Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти задонско-елецкой залежи (скв. 3, 6, 8)
- при дифференциальном разгазировании
- пластовой нефти в
- Пластовая
- выделив-
- Таблица 2.9
- Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти задонско-елецкой залежи
- Рис. 2.1. Схематический геолого-промысловый профиль через скважины: 35−39−6-43s3−34s2−45
- Рис. 2.2. Структурная карта кровли елецкого резервуара
- 3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМОЙ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ
- 3.1 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
- За весь период разработки елецко-задонского горизонта в добыче находилось 32 скважины, из которых 1 скважина возвращена с другого горизонта, 7 скважин — вторые стволы. В нагнетательном фонде всего находилось 5 скважин, из которых 1 была пробурена в качестве нагнетательной и ещё 4 скважины были переведены из добывающих. В процессе разработки 7 скважин было ликвидировано (6 — добывающих, 1 -нагнетательная). Характеристика фонда скважин представлена в таблице 3.1.
- Таблица 3.1
- Характеристика фонда скважин задонско-елецкой залежи на 01.01.2009
- * скв. 3 — в освоении (в ожидании оборудования)
- По состоянию на 01.01.2009 г. действующий добывающий фонд составляет 13 скважин. 9 скважин оборудованы ЭЦН (скв. 22, 24, 31s2, 33, 34s2, 38, 39, 45, 46), 4 — ШГН (скв. 6, 8, 23s2, 42), 6 скважин — контрольные (скв. 15, 25, 26, 40, 41s2, 43s3). Скв. 3 — в освоении, скв. 7s2 — в бездействии (в ожидании бурения нового ствола).
- Динамика фонда скважин за время разработки залежи представлена на рисунке 3.5.
- Распределение скважин по дебитам и обводнённости приведено в таблицах 3.2 и 3.3.
- Таблица 3.2
- Распределение фонда скважин по величине дебита жидкости на 01.01.09 г.
- -
- Таблица 3.3
- Распределение фонда скважин по величине обводненности на 01.01.09 г.
- Проектная система разработки предусматривала разработку залежи на режиме вытеснения нефти водой, закачиваемой во внутриконтурные нагнетательные скважины. По состоянию на 01.01.09 г. разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления путём закачки воды в скважины 17, 20, 35 (скважина 21 — остановлена по технологии в марте 2007 г.).
- Общий фонд пробуренных скважин к 2005 г. меньше проектного на две скважины (не пробурены скв. 44 и скв. 47). Скв. 44 не пробурена из-за нецелесообразности. А вместо скв. 47 пробурен второй ствол — скв. 41s2. Однако стоит отметить, что фактическое разбуривание опережало проектное (за период разработки 1995;2000 гг.), что оказало влияние на отклонение фактических уровней добычи нефти от проектных в сторону их увеличения.
- За период 2001;2008 гг. в фонде скважин произошли следующие изменения:
- * в 2004 г. скв. 17 выбыла в контрольный фонд в связи с полным обводнением. Были пробурены вторые стволы в скв. 41s2 и 7s2;
- * в ноябре 2006 г. скв. 8 была введена из контрольного фонда в эксплуатацию;
- * в 2006 г. были восстановлены вторыми стволами скв. 31, 34, 43 и 23. Скв. 43s2 в 2006 г. восстановлена третьим стволом;
- * в 2007 г. скв. 40 и 43s3 из-за обводнения были выведены в бездействие, и позднее переведены в контрольный фонд;
- * в августе 2008 г. скв. 3 была введена из контрольного фонда в эксплуатацию компрессором.
- 3.2 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
- На 01.01.09 г. накопленный отбор нефти из залежи составил 1581,8 тыс. т. (84% от НИЗ) и 3219,8 тыс. т жидкости.
- Всего за 2008 г. из залежи добыто 33,9 тыс. т нефти, 161,8 тыс. т жидкости. Среднегодовой дебит нефти по скважинам составил 6,9 т/сут, жидкости — 32,9 т/сут, обводнённость — 79,1%.
- Залежь елецко-задонского горизонта находится на третьей стадии разработки.
- Закачка воды в 2008 г. осуществлялась в три нагнетательные скважины (скв. 17, 20, 35). Скважина 21 остановлена по технологии в марте 2007 г. Всего в залежь закачано 3695,1 тыс. м3 воды, за 2008 год — 168,1 тыс. м3 воды. Накопленная компенсация — 90,6%, текущая — 101,3%. В среднем по залежи пластовое давление в 2008 году составляло 22,8 МПа.
- Динамика технологических показателей разработки приведена в таблице 3.4, а их графическая интерпретация представлена на рисунке 3.7.
- В таблице 3.5 приведено сравнение проектных и фактических показателей разработки.
- Остаточные извлекаемые запасы нефти — 294,2 тыс.т. Удельные остаточные извлекаемые запасы на 1 скважину добывающего фонда — 22,5 тыс. т, темп отбора от НИЗ — 1,8%, достигнутый КИН — 0,4 при утвержденном 0,476. Максимальный годовой отбор нефти (89,9−86,9 тыс. т) наблюдался в 2000;2001 годах. Максимальный темп отбора от НИЗ — 4,8% - в 2000 г.
- Существующая на залежи система разработки с размещением добывающего фонда по плотной сетке скважин и внутриконтурным заводнением эффективна. Более высокой эффективности существующей системы ППД планируется достичь проведением на залежи работ по регулированию профиля приёмистости нагнетательных скважин путём закачки в них потокоотклоняющих химреагентов.
- Остаточные извлекаемые запасы нефти на одну скважину добывающего фонда невелики и обеспечиваются существующим фондом скважин.
- Проблемами разработки данной залежи являются:
- · некачественные цементные мосты и наличие заколонных перетоков;
- · невыработанные запасы нефти в неохваченной разработкой части залежи за нагнетательными скважинами и нижних пачек в своде залежи, для оценки состояния и возможности выработки которых необходимо бурение оценочных скважин;
- · прогрессирующее обводнение добывающих скважин, неравномерная выработка пласта, форсированный отбор жидкости, приводящий к образованию водяных конусов.
- 3.3 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО ЭТАПА РАЗРАБОТКИ, ПРОВОДИМЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ
- По рекомендации института «БелНИПИнефть» с октября 2004 г. были снижены объемы закачки воды в нагнетательные скважины и уменьшена текущая компенсация добычи жидкости закачкой в пластовых условиях со 100% до 80%, после чего рост обводнённости прекратился.
- В среднем по залежи обводнённость за 2006 г. снизилась на 5,4% и составила 72.6% (в 2005 г. — 78%), что связано с эффектом от снижения текущей компенсации отборов путём ограничения объёмов закачки в скв. 35.
- Так, объёмы нагнетания в залежь были снижены с 16 тыс. м3/месяц (декабрь 2005 г.) до 12−13 тыс. м3/месяц (январь-июнь 2006 г.), что привело к существенному снижению обводнённости по скв. 39 с 30% (ноябрь-декабрь 2005 г.) до 10−20% (январь-июнь 2006 г.), по скв. 33 с 80−85% (ноябрь-декабрь 2005 г.) до 60−70% (январь-июнь 2006 г.), по скв. 22 с 90−95% (ноябрь-декабрь 2005 г) до 75−90% (январь-июнь 2006 г.) (рис. 3.1, 3.2).
- Однако с июля 2006 г. отмечается рост обводнённости добываемой продукции по скв. 24 (с 89% до 92%), скв. 33 (с 52% до 68%), скв. 39 (с 9% до 60%).
- Месячные объёмы закачки в нагнетательные скв. 20, 21 и 35 до конца 2006 г. оставались на том же уровне (12−13 тыс. м3/месяц). Однако распределение объёмов закачки по нагнетательным скважинам разнилось (рис. 3.1).
- Как видно из рисунка, заметно снижение объёмов закачки в скв. 21 и перенос его на скв. 20. Расположенные в зоне влияния скв. 20 добывающие скв. 24 и скв. 39, работающие со средней части разреза, отреагировали на данные изменения. В скв. 33, дренирующей верхнюю часть разреза и расположенной в восточной более трещиноватой зоне межсолевого массива, рост обводнённости, вероятно, связан с естественным процессом выработки.
- Рис. 3.1. Объемы нагнетания в межсолевую залежь в 2005;2006 гг.
- Рис. 3.2. Обводненность добываемой продукции по межсолевой залежи за 2005;2006 гг.
- Необходимо отметить также существенное влияние закачки в скв. 35 на добывающую скв. 39. Так, на рисунке 3.3 отмечается чёткая зависимость обводнённости добываемой продукции по скв. 39 от объёмов нагнетания в скв. 35 за 2005;2007 гг.
- Рис. 3.3. Показатели эксплуатации добывающей скв. 39 и нагнетательной скв. 35
- Вообще, на фоне небольшого размера по площади межсолевой залежи, близкого расположения зоны нагнетания и зоны отборов, эффект от нестационарного заводнения путём уменьшения объёмов нагнетания в скв. 35, а также частичной остановки нагнетательной скв. 21 можно считать положительным.
- Так как нагнетательная скв. 21 находится слишком близко от добывающих скважин и служит основным источником обводнения, закачку в 2007 г. перенесли в скв. 17 (скв. 21 остановили).
- В январе 2006 г. были проведены изоляционные работы в скв. 46, обводнённость после проведенных работ уменьшилась с 98% до 80−88%, однако уже к середине 2006 г. достигла 98%, после чего в скважине были проведены работы по переводу на вышележащий интервал. После проведенных работ обводнённость уменьшилась с 97% до 80%.
- В апреле 2007 г. в скв. 38 были проведены изоляционные работы в задонском горизонте, после чего скважина добывает безводную нефть (обводнённость снизилась с 95% до 0%) с дебитом нефти 35,2 т/сут. Дополнительная добыча за счет данного ГТМ составила 6,455 тыс. т.
- В сентябре 2007 года, с целью сдерживания темпа роста обводненности, на залежи были проведены работы по ПНП в нагнетательных скважинах 20 и 35. В результате проведённых работ было отмечено снижение обводнённости продукции по скважинам: 6 (с 35 до 29%), 8 (с 92 до 84%), 39 (с 76 до 39%), 46 (с 89 до 86%), что является закономерным, поскольку эти скважины находятся наиболее близко к нагнетательным скважинам и по результатам трассирования к ним отмечены наибольшие скорости прихода меченой жидкости.
- В результате проведения ПНП в конце 2007 г. снизилась закачка воды в залежь, следствием чего явилось снижение давления по СКАД в скважинах. Поэтому с января 2008 г. на залежи увеличили текущую компенсацию отборов жидкости закачкой с 95% до 115%, что сразу же отразилось на обводнённости продукции скважин, которая за пять месяцев увеличилась с 75,6% до 78% (рисунок 3.4).
- Рис. 3.4. Динамика текущей компенсации в 2008 г.
- Институтом БелНИПИнефть было рекомендовано текущую компенсацию на залежи поддерживать на уровне 95%.
- В августе-сентябре 2008 г. были проведены опытно-промысловые испытания новой комплексной технологии ПНП на основе композиции, включающей потокоотклоняющие и нефтеотмывающие ингредиенты по скв. 20, 17, 21, 35, однако эффекта от этого мероприятия не наблюдается.
- 3.4 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
- Разработка залежи нефти была начата в апреле 1980 г. фонтанной скв. 3 с начальным дебитом 69 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное 02.04.1980 г. в скв. 3, составило при переводе к отметке ВНК (-2873 м) 38,5 МПа.
- За время разработки залежи на естественном режиме в 1980;1986 гг. скважины эксплуатировались фонтанным способом. Всего из залежи за этот период было отобрано 147,3 тыс. т безводной нефти. Пластовое давление при этом снизилось на 10,3 МПа, по сравнению с начальным (38,5 МПа) и составило 28,2 МПа. Динамика пластового давления на залежи представлена на рисунке 3.6. Средний удельный отбор за этот период составил 14,3 тыс. т/МПа.
- Увеличение отборов нефти в 1986 г. по сравнению с 1984;1985 гг. привело к снижению пластового давления в зоне отбора в 1986 г. на 2,3 МПа и уже в 1987 г. составило 28,2 МПа. Режим такой залежи можно охарактеризовать как упругий. С начала разработки наблюдается увеличение удельных отборов нефти из залежи. Удельный отбор за первые два года в два раза меньше, чем за 1986;1988 гг.
- Основным фондом скважин залежь разбурена к 1990 г. В последующие годы бурение проектных добывающих скважин было направлено на уплотнение сетки скважин, с целью более полной выработки запасов. Добывающий фонд в 1990 г. составил 15 скважин. Из 15 добывающих скважин: 13 скважин (3, 6, 7, 15, 20, 22, 24, 25, 26, 27, 31, 33, 34) — фонтанные, (скв. 8 и 21) — механизированные. Скв. 21 работала с водой (96,5%), остальные давали безводную продукцию.
- Обводнение залежи началось со скв. 21 в 1988 г. Скорость продвижения контура воды от нагнетательной скв. 17 составляла 180 м/год.
- Значительное обводнение залежи началось в 1993;1994 гг., когда обводнилось 5 скважин на восточном участке залежи (30%) фонда. Линейные скорости продвижения фронта обводнения от нагнетательной скв. 17 составили 150 м/год до скв. 8, 22, 26 (первый и второй ряды) и 120 м/год до скв. 33, 7, значительно удалённых от зоны закачки. Высокие линейные скорости обусловлены тем, что закачка и отборы велись по отдельным пластам в нижней части разреза. Опережающее продвижение фронта обводнения к скв. 7, 33 связано также с наличием зон трещинности вдоль тектонического нарушения северо-восточного простирания.
- Таким образом, на восточном участке залежи в начальный период вырабатывалась нижняя часть разреза с заводнением по пластам в направлении от зоны закачки к добывающим скважинам.
- В период с 1997 г. по 1999 г. на залежи осуществлялись мероприятия по регулированию системы разработки путём отключения нижней обводнившейся части пласта в добывающих скважинах и переходом на вышележащие интервалы. Для регулирования процессов охвата пластов заводнением в этот же период в нагнетательных скважинах проводились работы по увеличению работающей мощности (дострел подконтурной части в скв. 35, 20), а также закачка потокоотклоняющих химреагентов для выравнивания профиля приёмистости и регулирования фильтрационных потоков.
- В результате проведённых мероприятий начала обводняться средняя и верхняя части разреза, вода появилась в продукции скважин работающих со средней части разреза — скв. 39, 31, 41, 45, 34, 27, 38.
- Также очевидно, что высокая трещинность восточного участка залежи и заколонные перетоки способствует быстрому продвижению закачиваемых вод и приводят к неполному вытеснению нефти из матрицы.
- В связи с тем, что пластовое давление за время эксплуатации залежи при естественном режиме снизилось с 38,5 МПа до 28,2 МПа в декабре 1986 г. была начата закачка в нагнетательную скв.17 с целью поддержания пластового давления.
- При постоянных нарастающих темпах отбора нефти, пластовое давление в залежи за период с 1987 г. по 1989 г. снизилось с 28 МПа до 26 МПа.
- В декабре 1989 г. была переведена под закачку добывающая скв. 4. Для перевода скважины под нагнетание была проведена перфорация нижележащих водонасыщенных пластов в интервале 3040−3100 м.
- Для поддержания пластового давления в залежи в июне 1991 г. была введена под закачку скв. 35 из резервного фонда, с приемистостью 338 м3/сут.
- В дальнейшем для создания более эффективной системы ППД и равномерного охвата пластов вытеснением под закачку были переведены добывающие скв. 20, 21.
- Закачка воды на восточном участке залежи в период 1986;1994 гг. велась в скв. 17 (нижняя часть разреза и под контур). Отбор нефти и закачка воды по одноимённым пластам привели к быстрому обводнению нижней части продуктивного разреза добывающих скважин восточного участка, в связи с этим в 1994 г. скв. 17 была остановлена.
- В дальнейшем до марта 2007 г. закачка воды на восточном участке залежи велась в нагнетательную скв. 21 (интервалы перфорации 2962−2995 м, 2995−3002 м, 3008−3018 м, 3024−3030 м), по результатам ПГИ принимает только верхняя часть разреза.
- В нагнетательной скв. 35 (центральный участок) перфорирован интервал 3007−3044 м (08.90 г.) и приобщена подконтурная часть залежи в интервале 3067−3091 м (04.98 г.). Скважина оказывала влияние на близлежащие добывающие скважины (в скв. 25 — кроме самого верхнего интервала) и скважины в своде залежи, работающие со средней части разреза (скв. 39, 43, 26). Возможно, также влияние подконтурной области на добывающие скважины, работающие с нижней части продуктивного разреза (скв. 6, 46).
- На западном участке залежи закачка велась в нагнетательную скв. 20 с 1997 г. (до этого времени — в нагнетательную скв. 4). В скв. 20 перфорированы интервалы 3018−3030 м, 3039−3049 м, 3066−3084 м, по данным ГИС принимают только верхние интервалы — 3018−3030 м. Близлежащие добывающие скважины на данном участке залежи работают в основном с нижней и средней части разреза, и влияния от закачки не испытывают.
- Как показывает анализ разработки, между добывающими и нагнетательными скважинами существует достаточно хорошая гидродинамическая связь по площади и по разрезу.
- Скважины восточного участка практически полностью обводнены, работают с верхней части разреза. На западном участке и в своде залежи обводняются нижние и средние участки разреза, там же находятся скважины, дающие безводную добычу. Однако в ряде случаев при переходе на вышележащие интервалы получают обводнённую продукцию. Это может быть связано с внедрением как закачиваемой воды по отдельным пропласткам, так и с заколонными перетоками. В дальнейшем, для предотвращения преждевременного обводнения и выравнивания профиля приёмистости на нагнетательных скважинах будут проводиться работы по закачке потокоотклоняющих химреагентов.
- В период 1995;2000 гг. годовые объёмы закачки воды поддерживаются на уровне 200−220 тыс. м3 (110−120% текущей компенсации отбора жидкости), между скважинами годовые объёмы закачиваемой воды распределялись равномерно (по 30−39%). Разработка залежи в это время велась при стабилизации пластового давления в зоне отбора на уровне 22−23 МПа и при давлении на линии нагнетания на уровне 26−28 МПа, что обеспечивало высокие уровни отборов жидкости и нормальную работу насосного оборудования.
- Рост объёмов добычи жидкости в 2000;2002 гг. до 160−210 тыс. т связан с переводом ряда скважин с фонтана на механизированный способ эксплуатации (ЭЦН). По ряду скважин такое увеличение отборов привело к росту темпа обводнения продукции.
- Таблица 3.4
- Динамика показателей разработки задонско-елецкой залежи Дубровского месторождения
- Ввод доб.
Наименование показателей | Количество исследованных | Содержание, мг/л | |||
скважин | проб | изменения | значение | ||
Хлориды | 169 186,7−237 582,0 | 213 107,1 | |||
Сульфаты | 55,55−697,49 | 336,66 | |||
Гидрокарбонаты | 0−1198,65 | 511,62 | |||
Кальций | 50 601,0−72 286,2 | 60 730,03 | |||
Магний | 712,0−11 920,0 | 5987,88 | |||
Натрий + калий | 42 930,2−76 265,7 | 58 070,67 | |||
Аммоний | 420,50−1059,00 | 855,37 | |||
Йод | 12,84−51,40 | 29,35 | |||
рН | 5,10 -7,50 | 6,20 | |||
Плотность, г/см3 | 1,190−1,252 | 1,238 | |||
Минерализация, г/л | 274,90−380,75 | 341,93 | |||
№скв. | Горизонт | Стратиграфические границы пласта | Границы проницаемых прослоев | Принятое положение ВНК, м | |||||||||||
Кровля, м | Подошва, м | Кровля, м | Подошва, м | Эффективная толщина, м | |||||||||||
глубина | абс.отм. | глубина | абс.отм. | глубина | абс.отм. | глубина | абс.отм. | общая | нефтена-сыщенная | водона-сыщенная | глубина | абс.отм. | |||
el | 2919,5 | — 2765 | — 2922,3 | 2970,4 | — 2816 | — 2918,3 | 75,5 | 37,5 | 38,4 | 3027,7 | — 2873 | ||||
el | — 2799,4 | 3199,5 | — 3034,8 | 2988,6 | — 2824 | 3189,8 | — 3025,1 | 40,6 | 6,2 | 34,4 | 3037,7 | — 2873 | |||
el | — 2736 | 3106,5 | 2952,8 | 2903,2 | — 2750 | 3106,2 | — 2952,6 | 93,6 | 62,4 | 3026,2 | — 2873 | ||||
el | 2911,5 | — 2738 | — 2926 | 2958,2 | — 2784 | — 2873 | 73,4 | 53,6 | 19,8 | — 2873 | |||||
7s2 | el | — 2710,5 | — 2776,8 | 2928,2 | — 2734,6 | — 2772,3 | ; | 3073,2 | — 2873 | ||||||
el | — 2756 | — 2990,7 | 2924,2 | — 2769 | — 2990,7 | 107,4 | 67,8 | 39,6 | 3028,4 | — 2873 | |||||
el | — 2699 | — 2904,7 | 2874,4 | — 2722 | 3044,4 | — 2892,2 | 60,6 | 54,3 | 6,3 | 3025,1 | — 2873 | ||||
el | — 2787 | — 2922,7 | — 2804,3 | 3107,4 | — 2900,2 | 42,9 | 26,7 | 16,2 | 3079,4 | — 2873 | |||||
el | — 2767 | — 2927,8 | 2980,8 | — 2794,6 | — 2916,8 | 39,3 | 25,3 | 3059,9 | — 2873 | ||||||
el | — 2751 | — 2929,7 | 2920,4 | — 2761 | — 2914,7 | 71,9 | 51,9 | 3033,1 | — 2873 | ||||||
el | — 2749 | — 2919,9 | 2953,4 | — 2780,7 | 3074,8 | — 2899,7 | 91,2 | 69,6 | 21,6 | 3047,9 | — 2873 | ||||
el | — 2731 | — 2889 | 2916,1 | — 2743,3 | 3071,8 | — 2888,8 | 31,7 | 28,7 | 3053,8 | — 2873 | |||||
23s2 | el | — 2735,3 | — 2811,6 | 2969,8 | — 2783,2 | 2994,5 | — 2807,1 | 9,2 | 9,2 | ; | 3060,4 | — 2873 | |||
el | 2938,5 | — 2758 | — 2933,8 | 2961,4 | — 2780 | 3110,2 | — 2929 | 51,1 | 34,3 | 16,8 | 3054,1 | — 2873 | |||
el | — 2748 | — 2936 | 2928,4 | — 2771 | 3086,4 | — 2928,4 | 96,8 | 62,8 | — 2873 | ||||||
el | — 2706,3 | — 2936 | 2895,2 | — 2728,3 | 3091,4 | — 2922,5 | 113,2 | 12,2 | 3041,2 | — 2873 | |||||
el | — 2743 | — 2930,6 | 2924,8 | — 2771,8 | — 2901,6 | 61,8 | 57,4 | 4,4 | 3026,2 | — 2873 | |||||
el | — 2764 | — 2952,8 | 2981,6 | — 2807 | — 2946,8 | 82,4 | 27,4 | 3048,6 | — 2873 | ||||||
31s2 | el | — 2755,5 | — 2793,2 | — 2786,3 | 2999,2 | — 2791,4 | 5,2 | 5,2 | ; | 3081,2 | — 2873 | ||||
el | 2912,5 | — 2732 | — 2907,4 | 2930,2 | — 2749 | 3047,8 | — 2861 | ; | 3060,2 | — 2873 | |||||
el | — 2721,6 | — 2909,5 | — 2730,5 | 3088,8 | — 2904,8 | 79,8 | 77,6 | 2,2 | 3053,9 | — 2873 | |||||
34s2 | el | — 2721,4 | — 2765,9 | 2923,9 | — 2724,6 | — 2766 | ; | — 2873 | |||||||
el | — 2763,3 | — 2925 | 2964,2 | — 2786 | 3104,4 | — 2919,4 | 64,4 | 34,4 | 3055,9 | — 2873 | |||||
el | — 2722 | — 2886,8 | 2906,9 | — 2739 | 3045,1 | — 2876,9 | 94,8 | 92,8 | 3041,2 | — 2873 | |||||
el | — 2723,7 | — 2911,9 | — 2746,4 | 3102,2 | — 2907,1 | 114,1 | 89,7 | 24,4 | 3067,9 | — 2873 | |||||
el | — 2708,1 | — 2875,6 | 2893,6 | — 2724,5 | — 2866,6 | 87,4 | 87,4 | ; | 3043,4 | — 2873 | |||||
el | — 2762,8 | — 2948,2 | 2982,4 | — 2786 | — 2851,9 | 42,6 | 42,6 | ; | 3077,1 | — 2873 | |||||
41s2 | el | 3015,5 | — 2804,8 | — 2851,6 | 3030,6 | — 2817 | — 2847,6 | ; | 3088,2 | — 2873 | |||||
el | — 2724,8 | — 2864,7 | — 2738,7 | 3021,4 | — 2854,1 | 60,4 | 60,4 | ; | 3040,3 | — 2873 | |||||
el | — 2705,1 | — 2889 | 2890,6 | — 2730 | 3021,8 | — 2860 | 73,8 | 73,8 | ; | — 2873 | |||||
43s2 | el | — 2715 | — 2843,3 | 2924,5 | — 2736,1 | 3056,2 | — 2838 | 66,8 | 66,8 | ; | 3088,7 | — 2873 | |||
43s3 | el | — 2713,5 | — 2765,2 | 2907,8 | — 2733,9 | — 2764,2 | 10,7 | 10,7 | ; | 3044,6 | — 2873 | ||||
el | — 2746,2 | — 2868 | 3064,6 | — 2779,5 | 3146,6 | — 2856,6 | 57,2 | 57,2 | ; | — 2873 | |||||
el | 2938,5 | — 2746,4 | — 2871,5 | 2953,4 | — 2761,3 | — 2868,5 | 60,6 | 60,6 | ; | 3065,5 | — 2873 | ||||
Толщина | Наименование | По пласту в целом | |
Елецкий горизонт | |||
Общая | Средняя, м | 174,6 | |
Коэффициент вариации, доли ед. | 0,08 | ||
Интервал изменения, м | 121,8 — 235,4 | ||
Нефтенасыщенная | Средняя, м | 56,5 | |
Коэффициент вариации, доли ед. | 0,45 | ||
Интервал изменения, м | 6,2 — 101,0 | ||
Водонасыщенная | Средняя, м | ||
Коэффициент вариации, доли ед. | 0,73 | ||
Интервал изменения, м | 2,0 — 62,4 | ||
Горизонт, блок | Количество скважин, используемых для определения | доли ед. | Коэффициент расчлененности | |||
среднее значение | коэффициент вариации | среднее значение | коэффициент вариации | |||
Елецкий | 0,379 | 0,44 | 15,3 | 0,41 | ||
Метод определения | Наименование | Проницаемость, мкм2 | Пористость, доли ед. | Начальная нефтенасыщенность, доли ед. | |
Елецкий горизонт | |||||
Лабораторные исследования керна | Количество скважин, шт. | ||||
Количество определений, шт. | |||||
Среднее значение | 0,6 056 | 0,05 | |||
Коэффициент вариации, доли ед. | 3,33 | 0,606 | |||
Интервал изменения | 0,33−0,1463 | 0,006−0,165 | |||
Геофизические исследования скважин | Количество скважин, шт. | ||||
Количество определений, шт. | |||||
Среднее значение | 0,069 | 0,814 | |||
Коэффициент вариации, доли ед. | 0,139 | 0,0608 | |||
Интервал изменения | 0,047−0,078 | 0,672−0,825 | |||
Гидродинамические исследования скважин | Количество скважин, шт. | ||||
Количество определений, шт. | |||||
Среднее значение | 0,0264 | ||||
Коэффициент вариации, доли ед. | 1,427 | ||||
Интервал изменения | 0,1 305−0,2039 | ||||
Принятые при проектировании | 0,0264 | 0,069 | 0,814 | ||
Наименование | Пласт елецкий | ||||
исследованных | изменения | значение | |||
скв. | проб | ||||
Давление насыщения, МПа | 10,33−12,58 | 11,41 | |||
разгазировании, м3/т | 122,40−146,70 | 131,17 | |||
разгазировании, доли ед. | 1,334−1,417 | 1,364 | |||
разгазировании в рабочих условиях, м3/т: | |||||
Р= 0,48 МПа t = 20оС | 96,47 | ||||
Р= 0,31 МПа t = 20оС | 2,00 | ||||
Р= 0.17 МПа t = 20оС | 1,99 | ||||
Р= 0,02 МПа t = 20оС | 5,55 | ||||
Р= 0,02 МПа t = 50оС | 7,00 | ||||
Суммарное газосодержание, м3/т | 105,45−126,38 | 113,00 | |||
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 1,285−1,365 | 1,314 | |||
Плотность пластовой нефти, г/см3: | |||||
при 29.41 МПа | 0,686−0,731 | 0,718 | |||
при давлении насыщения | 0,670−0,707 | 0,694 | |||
Вязкость пластовой нефти, мПа•с: | |||||
при 29.41 МПа | 0,69−1,06 | 0,85 | |||
при давлении насыщения | 0,56−0,91 | 0,73 | |||
Температура насыщения парафином, оС | не опр. | ||||
Наименование | Пласт елецкий | ||||
исследованных | |||||
скв. | проб | ||||
Плотность при 20oС, кг/м3 | 832,5−854,9 | 842,9 | |||
Вязкость динамическая, мПа•с: | |||||
при 20oС | 6,87−27,25 | 16,32 | |||
при 50oС | 3,31−6,15 | 4,19 | |||
Вязкость кинематическая, мм2/с: | |||||
при 20oС | 8,25−32,40 | 19,39 | |||
при 50oС | 4,02−7,37 | 5,09 | |||
Температура застывания, oС | — 14 — +19 | ||||
Массовое содержание, %: | |||||
— серы | 0,09−0,24 | 0,15 | |||
— асфальтенов | 0,18−2,64 | 0,60 | |||
— смол силикагелевых | 2,39−10,53 | 6,27 | |||
— парафинов | 4,18−7,86 | 5,77 | |||
— воды | не опр. | ||||
— механических примесей | не опр. | ||||
Температура плавления парафина, oС | 40−63 | ||||
Объемный выход фракций, %: | |||||
н.к.-100oС | 1,0−10,0 | 5,5 | |||
до 150oС | 7,0−19,0 | 14,5 | |||
до 200oС | 15,0−27,5 | 23,5 | |||
до 300oС | 37,0−48,0 | 44,5 | |||
Классификация нефти | СТБ ГОСТ Р 51 858−2002 | ||||
Наименование | Пласт елецкий | |||||
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях | рабочих условиях | нефть | ||||
нефть | выделив-шийся газ | нефть | шийся газ | |||
% мольные | ||||||
Азот + редкие | 0,000 | 0,598 | 0,000 | 0,638 | 0,305 | |
Углекислый газ | 0,000 | 0,021 | 0,000 | 0,023 | 0,011 | |
Метан | 0,281 | 55,315 | 0,006 | 59,171 | 28,345 | |
Этан | 0,655 | 18,385 | 0,510 | 19,688 | 9,697 | |
Пропан | 1,996 | 14,862 | 3,632 | 13,913 | 8,557 | |
Изобутан | 0,860 | 2,444 | 1,571 | 1,773 | 1,668 | |
Н-бутан | 2,447 | 4,901 | 4,176 | 3,180 | 3,699 | |
Изопентан | 1,782 | 1,365 | 2,394 | 0,672 | 1,569 | |
Н-пентан | 2,011 | 1,137 | 2,521 | 0,526 | 1,565 | |
Гексаны | 3,722 | 0,972 | 3,877 | 0,416 | 2,141 | |
Остаток (С7 + высшие) | 86,216 | 0,000 | 81,313 | 0,000 | 42,443 | |
Всего: | 99,970 | 100,000 | 100,000 | 100,000 | 100,000 | |
Молярная масса, г/моль | 203,6 | 28,150 | 195,210 | 25,880 | 114,1 | |
Плотность при 20 оС: | ||||||
— газа, кг/м3 | 1,1697 | 1,0754 | ||||
— газа относительная (по воздуху) | 0,9707 | 0,8924 | ||||
— нефти, кг/м3 | 842,9 | 835,2 | 718,0 | |||
Объемный коэффициент | 1,314 | 1,364 | ||||
Газосодержание, м3/т | 131,17 | |||||
Газовый фактор, м3/т | 113,00 | |||||
Горизонт, блок | Кате-гория запа-сов | Пло-щадь нефте-носно-сти, тыс. м2 | Средне-взвешен. нефтена-сыщенная толщина, м | Коэффициенты, доли ед. | Плотность нефти, кг/м3 | Коэффи-циент извлече-ния нефти, доли ед. | Газосо-держа-ние пласт, нефти, м3/т | Начальные запасы нефти, тыс. т | Добыча нефти на 01.01.09 г., тыс. т | Остаточные запасы нефти, тыс. т | |||||
откры-той порис-тости | нефте-насы-щен-ности | пере-счет-ный | геоло-гичес-кие | извле-кае-мые | геоло-гичес-ские | извле-кае-мые | |||||||||
Принятые на 01.01.09 г. | |||||||||||||||
елецкий | В | 35,3 | 0,069 | 0,814 | 0,75 | 0,844 | 0,476 | 1581,8 | 2359,2 | 294,2 | |||||
Наименование | Категория скважин | Количество скважин | |
Фонд добывающих скважин | Пробурено | ||
Возвращены с других горизонтов | |||
Новые стволы | |||
Всего | |||
В том числе: | |||
Действующие | |||
из них: — фонтанные | ; | ||
— ЭЦН | |||
— ШГН | |||
— газлифт | ; | ||
Бездействующие | |||
В освоении после бурения | 1* | ||
В консервации | ; | ||
Переведены под закачку | |||
Переведены на другие горизонты | |||
Ликвидированные | |||
Контрольные | |||
Фонд нагнетательных скважин | Пробурено | ||
Возвращены с других горизонтов | ; | ||
Переведены из добывающих | |||
Всего | |||
В том числе: | |||
Под закачкой | |||
Остановлены по технологии | |||
Бездействующие | ; | ||
В освоении после бурения | ; | ||
В консервации | ; | ||
В отработке на нефть | ; | ||
Переведены на другие горизонты | ; | ||
Ликвидированные | |||
Контрольные | ; | ||
Дебит по жидкости, т/сут | Количество скважин | Номера скважин | |
до 10 | 6, 8, 23s2, 42 | ||
10−30 | |||
30−40 | 22, 31s2, 39, 46 | ||
40−50 | 24, 33, 34s2 | ||
50−60 | ; | ; | |
60−70 | |||
более 70 | ; | ||
Обводненность, % | Количество скважин | Номера скважин | |
без воды | |||
1−20 | |||
20−40 | |||
40−60 | ; | ; | |
60−80 | |||
80−90 | 22, 46 | ||
90−99 | 8, 23s2, 24, 31s2, 33, 34s2, 45 | ||
Год | Добыча за год, тыс. т | Темп отбора от НИЗ, % | Дебит, т/сут | Обводненность, % | Накопл. добыча, тыс. т | скв. | Действ. фонд скв. | Закачка, тыс. м3 | Компенсация, % | |||||||
нефти | жидк. | нефти | жидк. | нефти | жидк. | доб. | нагн. | годов. | нак. | годов. | нак. | |||||
17,8 | 17,8 | 0,9 | 7,.68 | 72,7 | 0,0 | 17,8 | 17,8 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | |||||
18,8 | 18,8 | 1,0 | 42,35 | 42,4 | 0,0 | 36,5 | 36,5 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | |||||
29,5 | 29,5 | 1,6 | 36,18 | 36,2 | 0,0 | 66,0 | 66,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | |||||
25,0 | 25,0 | 1,3 | 25,97 | 26,0 | 0,0 | 91,0 | 91,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | |||||
15,1 | 15,1 | 0,8 | 14,38 | 14,4 | 0,0 | 106,2 | 106,2 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | |||||
14,7 | 15,0 | 0,8 | 9,560 | 9,7 | 1,6 | 120,9 | 121,1 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | |||||
26,5 | 26,7 | 1,4 | 13,07 | 13,2 | 0,8 | 147,4 | 147,8 | 0,2 | 0,2 | 0,4 | 0,1 | |||||
41,6 | 41,6 | 2,2 | 15,46 | 15,5 | 0,0 | 188,9 | 189,4 | 59,3 | 59,5 | 83,8 | 18,5 | |||||
44,4 | 45,8 | 2,4 | 15,07 | 15,5 | 2,9 | 233,4 | 235,2 | 52,8 | 112,3 | 68,9 | 28,2 | |||||
72,0 | 79,6 | 3,8 | 20,51 | 22,7 | 9,5 | 305,3 | 314,7 | 35,9 | 148,1 | 27,9 | 28,1 | |||||
76,1 | 82,9 | 4,1 | 15,02 | 16,4 | 8,3 | 381,4 | 397,6 | 104,2 | 252,3 | 77,1 | 38,1 | |||||
72,9 | 79,2 | 3,9 | 13,94 | 15,1 | 7,9 | 454,4 | 476,8 | 124,4 | 376,7 | 96,2 | 47,6 | |||||
75,6 | 80,2 | 4,0 | 14,08 | 14,9 | 5,7 | 530,0 | 557,0 | 125,3 | 502,0 | 94,6 | 54,3 | |||||
77,3 | 134,6 | 4,1 | 14,99 | 26,1 | 42,6 | 607,3 | 691,6 | 142,8 | 644,9 | 79,3 | 58,4 | |||||
71,8 | 118,5 | 3,8 | 14,19 | 23,4 | 39,4 | 679,1 | 810,2 | 174,3 | 819,1 | 107,8 | 64,7 | |||||
75,1 | 141,3 | 4,0 | 12,70 | 23,9 | 46,9 | 754,2 | 951,4 | 218,7 | 1037,8 | 119,0 | 71,6 | |||||
73,8 | 155,4 | 3,9 | 12,25 | 25,8 | 52,5 | 828,0 | 1106,9 | 228,4 | 1266,2 | 117,3 | 77,0 | |||||
65,5 | 140,2 | 3,5 | 10,01 | 21,5 | 53,3 | 893,5 | 1247,1 | 213,6 | 1479,7 | 122,3 | 81,4 | |||||
72,1 | 108,2 | 3,8 | 10,61 | 15,9 | 33,4 | 965,6 | 1355,3 | 210,3 | 1690,0 | 137,2 | 85,7 | |||||
73,9 | 121,4 | 3,9 | 10,12 | 16,6 | 39,1 | 1039,5 | 1476,7 | 196,0 | 1886,0 | 118,2 | 88,2 | |||||
89,9 | 159,0 | 4,8 | 14,36 | 25,7 | 43,5 | 1129,3 | 1635,7 | 218,0 | 2104,0 | 103,1 | 89,6 | |||||
86,9 | 171,8 | 4,6 | 16,74 | 33,1 | 49,4 | 1216,3 | 1807,5 | 203,1 | 2307,1 | 92,4 | 89,8 | |||||
79,2 | 216,0 | 4,2 | 15,64 | 42,6 | 63,3 | 1295,5 | 2023,5 | 204,3 | 2511,4 | 81,5 | 89,1 | |||||
65,5 | 208,2 | 3,5 | 14,71 | 46,7 | 68,5 | 1361,0 | 2231,6 | 225,4 | 2736,8 | 97,1 | 89,7 | |||||