Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения
Министерство
образования республики Беларусь
Учреждение
образования
Гомельский
государственный университет имени Франциска Скорины
Институт
повышения квалификации и переподготовки кадров
Факультет по
переподготовке кадров
Дипломная
работа
Детализация
геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного
месторождения
Исполнитель
И.В. Синявский
слушатель
грппы РЭНГМ-11
Научный
руководитель к.г-м.н.,
доцент А.П.
Гусев
Гомель 2013
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
.
Геологическая характеристика Сосновского месторождения
.1
Стратиграфическая и литологическая характеристика
.2
Тектоника
.3
Гидрогеологическая характеристика Сосновского месторождения
.4
Нефтегазоносность
.
Анализ текущего состояния разработки Сосновского месторождения
.1
Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации, технологических
показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки
.2
Анализ выработки запасов нефти из пластов
.3
Анализ эффективности реализуемой системы разработки
.
Охрана окружающей среды при разработке Сосновского месторождения
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК
ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ВВЕДЕНИЕ
Тема дипломной работы «Детализация
геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного
месторождения».
Цель дипломной работы - анализ текущего
состояния разработки и обоснование на ее основе доразведку месторождения.
Задачи дипломной работы:
изучение геологического строения месторождения,
его особенностей;
изучение текущего состояния разработки;
изучение мер по охране окружающей среды и недр.
В административном отношении Сосновское
месторождение расположено в Светлогорском районе Гомельской области Республики
Беларусь.
Ближайшими промышленными центрами,
расположенными вблизи месторождения, являются города Светлогорск (в 16 км на
север), Калинковичи (в 42 км на юго-запад) и Речица (в 42 км на юго-восток) с
железнодорожными узловыми станциями и речным портом в городе Речица.
Ближайшие нефтяные месторождения, находящиеся в
эксплуатации: на западе - Давыдовское в 4 км, на востоке - Осташковичское в 1
км, на юге - Славаньское в 1 км.
Дорожная сеть представлена преимущественно
грунтовыми дорогами, труднопроходимыми транспортом в осенне-весенний период.
Ближайшие шоссейные дороги: Мозырь-Бобруйск, проходящая западнее месторождения
(на расстоянии 4 км), и Речица-Светлогорск, проходящая севернее территории
Сосновского месторождения (на расстоянии 12 км). В 5 км от месторождения
проходит железная дорога Калинковичи - Жлобин. Ближайшая железнодорожная
станция - Останковичи, расположенная в 7 км от скважины №13 Сосновской.
В орографическом отношении Сосновское
месторождение приурочено к северо-восточной части Припятского Полесья,
представляющего собой заболоченную, залесенную равнину, значительная часть
которой засажена хвойными и лиственными лесами. Абсолютные отметки поверхности
земли над уровнем моря колеблются в пределах от +136 м до +144 м.
Гидрографическая сеть представлена реками Ведрич
и Сведь, ближайшая судоходная река - Березина. Непосредственно на территории
имеется ряд небольших озёр, сеть мелиоративных каналов и небольших водоемов,
которые мелеют и пересыхают в летний период. Вблизи месторождения расположено
Светлогорское водохранилище.
Климат района умеренно-континентальный, влажный.
Средняя температура января составляет -6,6°С, июня +18°С.
Среднегодовая температура воздуха +7°С. Среднегодовое
количество осадков находится в пределах 550-650 мм. Глубина промерзания грунта
- 0,8-0,9 м. Господствующие направления ветров в холодный период года -
западные и северо-западные; летом - чаще юго-восточные. Ветры, в основном,
несильные и редко достигают скорости 10-15 м/с.
В экономическом отношении район преимущественно
сельскохозяйственный. Развито земледелие и животноводство. Промышленность
развита в ближайших городах, где имеются предприятия пищевой,
машиностроительной, деревообрабатывающей, строительной и химической
промышленности. Из полезных ископаемых местного значения в районе работ имеются
строительные пески, торф.
В 31 км на юго-восток от месторождения проходит
нефтепровод «Дружба». Сбор и транспортировка нефти осуществляется по
герметизированной системе через установку подготовки нефти в Речице, где
доводится до товарной кондиции, и сдаётся в нефтепровод «Дружба». По
нефтепроводу снабжается сырьём крупнейший в Республике Беларусь Мозырский
нефтеперерабатывающий завод. Попутный газ поступает на Белорусский ГПЗ в г.
Речица.
Стратиграфически промышленная нефтеносность на
Сосновском месторождении связана с подсолевыми (саргаевский, воронежский и
семилукский горизонты) и межсолевыми (елецкий горизонт) карбонатными
отложениями.
Сосновское нефтяное месторождение открыто
трестом «Белнефтегазразведка» в мае 1973 г. скважиной 13, пробуренной в
пределах западного блока подсолевой структуры. Промышленные притоки нефти были
получены из воронежских и семилукских отложений.
Первооткрывательницей подсолевых залежей нефти
на восточном блоке явилась скважина 32, пробуренная в 1975 году, в которой
промышленные притоки нефти получены из воронежских, семилукских и саргаевских
отложений дебитами 15-581 м3/сут при испытании в открытом стволе и
120-355 м3/сут на 10 мм штуцере при опробовании в колонне.
В декабре 1975 года скважиной 36 открыта елецкая
залежь: получены промышленные притоки нефти дебитами 14-103 м3/сут
при испытании в открытом стволе и дебитом 210 м3/сут на 10 мм
штуцере при опробовании в эксплуатационной колонне
Пробная эксплуатация месторождения начата в
декабре 1973 г. вводом в эксплуатацию поисковой скв. 13.
На Сосновском месторождении всего 7 залежей: 2
межсолевых и 5 подсолевых. В плане межсолевые и подсолевые залежи не совпадают.
По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча
нефти с начала эксплуатации составила:
елецко-задонский горизонт, всего - 327 тыс. т
(1-й блок - 83 тыс. т, 2-й блок - 244 тыс. т);
воронежский горизонт, всего - 115 тыс.т. (зап.
блок - 33 тыс. т, вост. блок - 82 тыс. т);
семилукский горизонт, всего - 434 тыс.т (зап.
блок - 22 тыс. т вост. блок - 412 тыс.т).
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА СОСНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Стратиграфическая и
литологическая характеристика
В геологическом строении Сосновского
месторождения, как и всего Припятского прогиба, принимают участие породы
кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста и осадочного
чехла, представленные верхнепротерозойскими, девонскими, каменноугольными,
пермскими и мезокайнозойскими образованиями.
Кристаллический фундамент (AR-PR1)
частично вскрыт четырьмя скважинами №№20, 23, 25, 32 и сложен гранитами
тёмно-серыми с красноватым оттенком, трещенноватыми, а также гранито-гнейсами
серыми, тёмно-серыми, крупнокристаллическими. Вскрытая толщина пород фундамента
изменяется от 9.5 м в скв. №20 Сосновской до 24.5 м в скв. №32 Сосновской.
Верхний протерозой (PR2)
представлен переслаиванием пестроцветных песчаников и алевролитов с прослоями
глин. Толщина его 141,5 м в скв. №32 Сосновской.
Витебско-пярнусский, наровский и старооскольский
горизонты (D2vtb+pr,
D2nr
и D2st)
сложены чередованием песчаников, алевролитов с прослоями глин, аргиллитов,
иногда мергелей, доломитов и ангидритов. Толщины их составляют соответственно
18 м, 58,5 м и 134,5 м в скв. №32 Сосновской.
Ланский горизонт (D3ln)
представлен песчаниками, алевролитами и глинами. Толщина горизонта изменяется
от 14 м в скв. №16 Сосновской до 55 м в скв. №18 Сосновской.
Подсолевой карбонатный комплекс
сложен отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и
кустовницких слоёв евлановского горизонтов.
Саргаевский горизонт (D3sr)
представлен, в основном, доломитами тёмно-серыми с коричневым оттенком,
кавернозными, трещиноватыми, с признаками нефтегазоносности. В нижней части
разреза преобладают глинистые доломиты. Встречаются редкие прослои известняка,
ангидрита. Толщина горизонта колеблется в пределах от 36 м в скв. №16
Сосновской до 47 м в скв. №29 Сосновской.
Семилукский горизонт (D3sm)
представлен доломитами мелко-среднезернистыми, реже крупнозернистыми,
неравномерно кавернозными, трещиноватыми. Более крупные каверны заполнены
ангидритом, кальцитом, некоторые - со слабыми выпотами нефти. Толщина горизонта
изменяется от 13 м в скв. №51 Сосновской до 39 м в скв. №21 Сосновской.
Речицкий горизонт (D3rch)
сложен глинами и мергелями. Толщина его изменяется от 2.5 м в скв. №29
Сосновской до 11.5 м в скв. №26 Сосновской.
Воронежский горизонт (D3vr)
сложен доломитами мелко-среднезернистыми, трещиноватыми, кавернозными с
прослоями известняков неравномерно глинистых, иногда сильно доломитизированных.
Толщина горизонта изменяется от 42 в скв. №51 Сосновской до 61 м в скв. №№24 и
63 Сосновских.
Кустовницкие слои евлановского горизонта D3ev(kst)
представлены чередующимися известняками, доломитами, ангидритами и мергелями.
Толщина слоёв изменяется от 14 м в скв. №31 Сосновской до 44 м в скв. №57
Сосновской. Отложения являются «переходной» пачкой между подсолевым и
нижнесоленосным комплексами.
Нижнесоленосный комплекс евлано (анисимовские
слои) - ливенского возраста (D3ev(an)-D3lv)
представлен каменной солью с прослоями глин, мергелей, глинистых известняков,
доломитов и ангидритов. Толщина отложений изменяется от 218.5 м в скв. №19
Сосновской до 356 м в скв. №21 Сосновской.
Межсолевой комплекс включает отложения
домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов.
Домановичские отложения (D3dm)
представлены мергелями, глинами с прослоями известняков и ангидритов. Толщина
отложений изменяется в пределах от 5.5 м в скв. №16 Сосновской до 27 м в скв.
№17 Сосновской.
Разрез задонского горизонта (D3zd)
представлен чередованием известняков, доломитов и их глинистых и
сульфатизированных разностей. Толщина горизонта изменяется в широких пределах
от 38.5 м в скв. №72 Сосновской до 193 м в скв. №15 Сосновской.
Литологический состав елецкого горизонта (D3el)
в составе туровских и дроздовских слоев, в основном, представлен известняками,
реже доломитами. Толщина горизонта изменяется от 76 м в скв. №61 Сосновской до
185 м в скв. №57 Сосновской.
Петриковский горизонт (D3ptr)
сложен мергелями, известняками, доломитами и их глинистыми разностями. Толщина
горизонта изменяется в широких пределах от 11 м в скв. №65 Сосновской до 34 м в
скв. №30 Сосновской.
Верхний соленосный комплекс
делится на галитовую и глинисто-галитовую подтолщи. Галитовая подтолща,
включающая отложения лебедянского горизонта (D3lb)
и найдовских слоев оресского горизонта D3or(nd),
сложена каменными солями и несолевыми прослоями. В пределах месторождения
отложения подтолщи подвержены интенсивному соляному тектогенезу. Толщина
подтолщи колеблется в пределах от 72 м в скв. №24 Сосновской до 1953 м в скв.
№55 Сосновской.
Глинисто-галитовая подтолща
представлена чередованием каменных солей и несолевых пород (глин, мергелей,
ангидритов, известняков глинистых). Толщина подтолщи изменяется от 405 м в скв.
№16 Сосновской до 2254 м в скв. №18 Сосновской.
Надсолевая толща сложена верхнедевонскими,
каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями. Представлена
толща терригенно-карбонатными породами: известковистыми глинами с прослоями и
линзами песчаников, алевролитов и известняков, кварцево-глауконитовыми песками
и кварцево-полевошпатовыми песками, мергельно-меловыми породами и обуглившимися
растительными остатками. Мощность толщи - до 1720.5 м (скв. №27).
1.2 Тектоника
В тектоническом отношении Сосновская площадь
расположена в пределах Речицко-Вишанской ступени поднятий Северной
структурно-тектонической зоны Припятского прогиба.
Структурно-тектоническое строение месторождения
весьма сложное, поскольку здесь присутствуют элементы как разрывной, так и
пликативной тектоники, связанные с движением блоков кристаллического фундамента
и с проявлением соляного тектогенеза.
Подсолевая структура месторождения представлена
двумя блоками: западным и восточным. Залегание подсолевых пород в западном
блоке - моноклинальное, направление падения пород - северо-восточное, под углом
6˚. В восточном блоке направление падения пород изменяется от
северо-западного до северо-восточного под углом 6˚-8˚.
Западный блок с юго-запада, севера и юго-востока
ограничен сбросами. Внутри блок осложнён малоамплитудным сбросом (15 м).
Структура подсолевых отложений восточного блока
представляет собой полусвод, ограниченный с юга-запада и востока сбросами. В
восточной части блок осложнён малоамплитудным сбросом (порядка 5 м).
Межсолевая структура Сосновского месторождения
представлена двумя блоками, которые разделены субширотным бескорневым
нарушением, имеющим амплитуду от 30 м до 90 м.
В целом, месторождение характеризуется сложным
геологическим строением, особенностью которого является несовпадение
структурных планов поверхностей подсолевых и межсолевых отложений.
1.3
Гидрогеологическая характеристика Сосновского месторождения
Пластовые воды елецкого
горизонта межсолевого гидрогеологического комплекса Сосновского месторождения,
отобранные из скважин №№13, 14, 15, 19, 21, 25, 36, 39, 40, 41, 42, 57 на
глубинах 2761-3170 м, являются высокоминерализованными рассолами
хлоридно-кальциевого типа. Значения общих показателей химического состава
(минерализация, плотность, реакция среды), а также содержания основных
компонентов приведены в таблице 1.1
Динамическая вязкость рассолов в начальных
пластовых условиях, составляет (0,9710-1,2845) · 10-3 Па · с (в
среднем 1,1190 · 10-3 Па · с).
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.
Попутная вода из скважин, эксплуатирующих залежь
нефти елецкого горизонта (скважина №36s2,
проба воды от 06.10.2010), по химическому составу является близкой к закачиваемой
в пласт соленой подтоварной воде (таблица 1.2). Динамическая вязкость попутной
воды в пластовых условиях составляет 0,9212 · 10-3 Па · с.
Пластовые воды воронежского, семилукского и
саргаевского горизонтов подсолевых карбонатных отложений Сосновского
месторождения, отобранные из скважин 14, 28, 29, 30, 31, 35, 57 на глубинах
3304-3514 м, являются высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого
типа. Значения общих показателей химического состава (минерализация, плотность,
реакция среды), а также содержания основных компонентов приведены в таблице
1.3.
Динамическая вязкость рассолов в начальных
пластовых условиях, составляет (0,9023-1,4901) · 10-3 Па · с (в
среднем 1,1013 · 10-3 Па · с).
Попутная вода из скважин, эксплуатирующих залежь
нефти семилукского горизонта (скважины 32, 62s2,
усредненный химический состав), по химическому составу близка к закачиваемой в
пласт соленой подтоварной воде (таблица 1.4). Динамическая вязкость попутной
воды в пластовых условиях составляет 0,9278 · 10-3 Па · с.
Таблица
1.1
Показатели химического состава пластовых вод
залежи нефти елецкого горизонта Сосновского месторождения
Наименование
показателей
|
Количество
исследованных
|
Содержание,
мг/дм3
|
|
скважин
|
проб
|
Диапазон
изменения
|
Среднее
значение
|
Минерализация,
г/дм3
|
14
|
57
|
323,0-373,0
|
349,2
|
Плотность,
г/см3
|
14
|
57
|
1,225-1,260
|
1,241
|
рН
|
14
|
57
|
4,50-6,65
|
5,48
|
Хлориды
|
14
|
57
|
202338-230030
|
217020
|
Сульфаты
|
14
|
57
|
9,0-635,7
|
232,9
|
Гидрокарбонаты
|
10
|
34
|
40,0-520,0
|
247,0
|
Кальций
|
14
|
57
|
50590-67970
|
59847
|
Магний
|
14
|
57
|
2686-12060
|
6946
|
Натрий
+ калий
|
14
|
57
|
50600-68620
|
59854
|
Бром
|
14
|
57
|
2165-2952
|
2644
|
Аммоний
|
14
|
56
|
410-1080
|
865,7
|
Йод
|
14
|
57
|
10,0-71,8
|
39,6
|
Таблица
1.2
Химический состав попутной воды, добываемой из
залежи нефти елецкого горизонта Сосновского месторождения
Плотн.,
г/см3
|
Минер.,
г/дм3
|
рН
|
Содержание
макрокомпонентов, мг/дм3
|
|
|
|
Cl-
|
HCO3-
|
SO42-
|
Ca2+
|
Mg2+
|
Na++K+
|
1,210
|
292,7
|
5,1
|
182619
|
48,8
|
376,8
|
31313
|
4860
|
73511
|
Таблица
1.3
Показатели химического состава пластовых вод
залежей нефти подсолевых отложений Сосновского месторождения
Наименование
показателей
|
Количество
исследованных
|
Содержание,
мг/дм3
|
|
скважин
|
проб
|
Диапазон
изменения
|
Среднее
значение
|
Минерализация,
г/дм3
|
7
|
21
|
308,10-402,60
|
355,27
|
Плотность,
г/см3
|
7
|
21
|
1,230-1,268
|
1,248
|
рН
|
6
|
18
|
4,70-7,00
|
5,90
|
Хлориды
|
7
|
21
|
202370-252286
|
223348
|
Сульфаты
|
7
|
21
|
100,0-698,0
|
266,8
|
Гидрокарбонаты
|
5
|
12
|
134,2-700,0
|
440,9
|
Кальций
|
7
|
21
|
47615-81408
|
64720
|
Магний
|
7
|
21
|
5340-11430
|
7484
|
Натрий
+ калий
|
7
|
21
|
44497-73290
|
57124
|
Бром
|
7
|
21
|
2421-4296
|
3398
|
Аммоний
|
7
|
21
|
381,6-750,0
|
615,3
|
Йод
|
7
|
21
|
1,90-42,00
|
25,53
|
Таблица
1.4
Химический состав попутной воды, добываемой из
залежи нефти семилукского горизонта Сосновского месторождения
Плотн.,
г/см3
|
Минер.,
г/дм3
|
рН
|
Содержание
макрокомпонентов, мг/дм3
|
|
|
|
Cl-
|
HCO3-
|
SO42-
|
Ca2+
|
Mg2+
|
Na++K+
|
Br-
|
1,220
|
312,4
|
5,1
|
194675
|
123,0
|
279,6
|
34870
|
4951
|
77156
|
1705
|
1.4 Нефтегазоносность
Стратиграфически промышленная нефтеносность на
Сосновском месторождении связана с подсолевыми (саргаевский, воронежский и
семилукский горизонты) и межсолевыми (елецкий горизонт) отложениями.
Всего на Сосновском месторождении 7 залежей (5
подсолевых и 2 межсолевых).
Саргаевская залежь
приурочена к восточному блоку и вскрыта скважинами 32 и 63.
Тип залежи - пластовая, сводовая, тектонически и
литологически экронированная.
Размер залежи - 3,4 * 0,375 * 0,055км.
ВНК по подсолевым залежам восточного блока
является единым, т. к. они относятся к единой гидродинамической системе.
Абсолютная отметка ВНК установлена по результатам испытаний и составляет -3165
м.
Коллекторами саргаевской залежи являются
в основном среднезернистые доломиты, в различной степени глинистые,
неравномерно пористые и кавернозные с неравномерным присутствием межзернового
глинисто-органического вещества. Нефтенасыщенная толщина составляет 5,6 м и 4,6
м, соответственно. Тип коллектора - каверного-порово-трещинный. Режим работы
залежи - упруго-водонапорный.
Проницаемость образцов из саргаевских отложений
меняется от 0,02 до 02,83 мкм2 /1000, среднее значение -0,00057 мкм2.
Коэффициент пористости составляет 0,051, коэффициент нефтенасыщенности - 0,849.
Запасы по залежи составляют всего: начальные
геологические -100 у.е., начальные извлекаемые - 16 у.е.
Семилукская залежь в восточном блоке
вскрыта скважинами 32, 62, 63, 33.
Скважины 16, 35, 26, 64, 75 вскрыли
водонасыщенный коллектор за пределами ВНК.
Тип залежи пластовая, сводовая, тектонически
ограниченная.
Размер залежи - 5,4 * 0,6 * 0,075 км.
Коллекторами семилукской залежи восточного
блока служат перекристаллизованные доломиты, кальцитизированные и
сульфатизированные в различной степени трещиноватые и кавернозные.
Нефтенасыщенная толщина изменяется от 20 м (скважина 62) до 3 м (скважина 33).
Коэффициент расчлененности составляет 2,5. Тип
коллектора каверного-порово-трещинный. Режим работы залежи восточного блока -
упруго-водонапорный со слабым влиянием законтурной зоны.
По лабораторным определениям пористость имеет
значения от 4,8% до 5,6%. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности по ГИС
для коллекторов восточного блока составляют в среднем 0,066 и 0,864. Трещинная
проницаемость эффективных трещин 6,3 - 20,5 мкм2/1000.
Семилукская залежь западного блока
вскрыта скважиной 13.
ВНК по подсолевым залежам западного блока
является единым, т. к. они относятся к единой гидродинамической системе.
Абсолютная отметка ВНК установлена на середине расстояния от нижнего
нефтенасыщенного и верхнего водонасыщенного пласта и составляет -3136м.
Тип залежи - пластовая, тектонически
ограниченная.
На западном блоке в скважине 13 в семилукском
горизонте выделено 13,2 м нефтенасыщенных коллекторов с коэффициентом
пористости 0,089, нефтенасыщенности - 0,844.
Ухудшение коллекторских свойств по семилукской
залежи наблюдается по мере погружения моноклинали. В скважинах 29 и 16
коэффициент пористости составляет 0,071 и 0,059. Зона улучшенных фильтрационных
свойств сосредоточена в узкой полосе вдоль регионального разлома, где
собственно и расположена скважина 13. Пористость изменяется от 1,8% до 8,8%.
Запасы по семилукской залежи: начальные
геологические - 905 у.е., начальные извлекаемые - 480 у.е.
Воронежская залежь в восточном блоке
вскрыта скважинами: 32, 35, 62, 63, 64. Тип залежи - пластовая, сводовая,
тектонически и литологически ограниченная.
Коллекторами воронежской залежи восточного
блока являются вторичные доломиты в различной степени известковистые и
трещиноватые. Стратиграфически коллектора встречены как в отложениях птичских
(в основном), так и стреличевских слоев воронежского горизонта. Участок
максимальных нефтенасыщенных толщин приурочен к скважинам 63 и 64 (h=10,6м),
уменьшение нефтенасыщенных толщин происходит в западном и северо-западном
направлениях до 6,6 м в скважине 32 и 3м в скважине 35. Значения коэффициента
пористости изменяются от 0,044 (скважина 62) до 0,068 (скважина 32),
нефтенасыщенности от 0,669 (скважина 63) до 0,725 (скважина 32) [1].
Тип коллектора - порово-каверного-трещинный
Воронежская залежь западного блока
вскрыта скважиной 13. Нефтенасыщенные толщины приурочены к стреличевским и к
птичским слоям.
Тип залежи - пластовая тектонически и литологически
ограниченная.
В скважине13 нефтенасыщенная толщина коллекторов
воронежской залежи западного блока составляет - 18,9 м, из них 11,2 м
относятся к стреличевским слоям, остальные - к птичским. Коэффициент пористости
равен 0,062, нефтенасыщенности - 0,80. В нефтенасыщенной части разреза
западного блока керн не поднят.
Тип коллектора - порово-каверного-трещинный.
Режим работы залежей:
на западном блоке - упругий с переходом в режим растворенного газа, на
восточном - упруго - водонапорный со слабым влиянием законтурной зоны.
Запасы по воронежской залежи: начальные
геологические - 708 у.е., начальные извлекаемые - 154 у.е.
Межсолевая залежь
вскрыта скважинами: 21, 36, 39, 50, 54, 60, 66, 67, 68. Залежь приурочена к
двум блокам. В первом блоке в пределах контура нефтеносности пробурены скважины
39, 54, 67; во втором - 21, 36,50, 60, 65, 68.
Положение первоначального ВНК по второму блоку
соответствует отметке -2630 и определено по характеру насыщения коллекторов по
ГИС в скважинах 36 и 60. ВНК I
блока принят по аналогии со II,
как единый. Тип залежи - пластовая, сводовая, тектонически ограниченная.
Коллекторами межсолевой залежи служат в
основном известняки, реже доломиты слабоглинистые, пористо-кавернозные, в
разной степени трещиноватые.
В первом блоке максимальная толщина
нефтенасыщенного коллектора приурочена к району скважины 39, находящейся в
своде, и составляет 29,4м (Kп=0,064, Kн= 0, 63). В скважинах 67 и 54
пробуренных на северо- восточном и юго-восточном крыльях, по результатам
интерпретации ГИС, нефтенасыщенные толщины составляют 6,5 и 7,8м,
сответственно. В этом же направлении происходит и ухудшение коллекторских
свойств. Коэффициент песчанистости составляет 0,22. Коэффициент расчлененности
- 4,3.
По первому блоку в пределах контура
нефтеносности определение пористости проводилось по керну скважины 39 и
составляет при количестве определений открытой пористости 36 - 3,8% (среднее,
при изменении от 1,5 до 7,6%); - полной пористости 25 - 4,92% (среднее, при
изменении от 1,8% до 10%).
Во втором блоке максимальные
нефтенасыщенные толщины приурочены к своду антиклинального поднятия в районе
скважин 36, 66, и 68 и составляют порядка 16-18м, причем фильтрационные
характеристики выше в районе скважины 36, а во всех направлениях от этой
скважины происходит ухудшение коллекторских свойств. Минимальные
нефтенасыщенные толщины вскрыты в скважинах 65 и 21 и составляют 1,6 и), причем
по оперативным геофизическим данным представленным после бурения скважины, весь
коллектор водонасыщен и вскрыт на уровне ВНК.
Коэффициент расчлененности составляет 4.
Коэффициет песчанистости - 0,25.
Тип коллектора порово-каверного-трещинный.
По второму блоку в пределах контура
нефтеносности определение пористости проводилось по керну скважин 36 и 65.
Количество определений открытой пористости - 398, среднее значение - 3,82%
(изменение значений от 0,09 до13,8%), полной пористости - 234 определение,
среднее значение 4,37% (изменение значений 1,1 до 14,2%). Полученные средние
величины полной и открытой емкости свидетельствует о преобладающем выносе керна
из плотной части разреза.
Запасы по межсолевой залежи: начальные
геологические - 886 у.е., начальные извлекаемые - 381 у.е.
На рис.1.1. представлена структурная карта
поверхности елецко-задонского горизонта, на рис.1.2. - геологический разрез по
линии I-I.
Сосновское и Пожихарское
месторождения
Рис. 1.1 Структурная карта кровли елецкой залежи
Рис. 1.2 Геолого-промысловый профиль по линии I-I
2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ
РАЗРАБОТКИ СОСНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
На месторождении выделены объекты разработки:
·
залежь
нефти восточного блока саргаевского горизонта,
·
залежь
нефти западного и восточного блоков семилукского горизонта,
·
залежи
нефти западного и восточного блоков воронежского горизонта,
·
залежи
нефти 1-го и 2-го блоков елецкого горизонта.
По состоянию на 1.01.2012 г. залежи нефти
восточного блока саргаевского горизонта, западного блока семилукского
горизонта, западного и восточного блоков воронежского горизонта не
разрабатываются. В настоящее время в разработке находятся залежи нефти
восточного блока семилукского горизонта и 1-го и 2-го блоков елецкого
горизонта.
2.1 Анализ структуры фонда скважин и
показателей их эксплуатации, технологических показателей разработки, пластового
давления в зонах отбора и закачки
Залежь нефти первого блока елецкого
горизонта
С начала разработки на блоке в пределах контура
нефтеносности пробурены поисково-разведочные скважины 39, 54, 61 и
эксплуатационная скважина 67. Нефть елецко-задонской залежи смолистая,
высокопарафинистая (содержание смол 6,8%, парафинов 6,2%), что приводило к осложнениям
в работе подземного оборудования и снижению дебита нефти скважин.
Эксплуатация елецко-задонской залежи 1-го блока
Сосновского месторождения начата в марте 1977 г. вводом в работу скважины 39
фонтанным способом с начальным дебитом нефти 10 т/сут. Начальное пластовое
давление, замеренное в процессе освоения в июне 1976 года на глубине 2758 м и
приведенное к отметке ВНК (- 2617 м), составило 34,8 МПа. Данная величина
принята за начальное пластовое давление на I
блоке. Через четыре месяца эксплуатации, при отборе из залежи 1373 т нефти,
давление снизилось до 25,85 МПа (замер от 12.08.1977 г), дебит нефти до 0,3
т/сут и скважина прекратила фонтанирование (рисунок 3.2.1). На 1 МПа снижения
давления отобрано 153,4 т нефти.
В августе 1977 года скважину перевели на
механизированный способ эксплуатации (ШГН), дебит увеличился до 20 т/сут
безводной нефти. С таким дебитами скважина эксплуатировала залежь до июня 1978
года, после чего дебит нефти снизился до 5-3 т/сут., пластовое давление,
замеренное 29.07.1978 г. составило 28,9 МПа.
В июне 1978 года, предварительно выполнив
ремонтно-восстановительные работы и перфорацию в интервале 2810- 2865 м, ввели
под нагнетание скважину 14. Закачку воды в скважину 14 проводили до декабря
1983 года. Всего в скважину 14 закачали 1218290 м3 воды. Закачка в
скважину 14 не отразилась на увеличении пластового давления в добывающей
скважине 39 (рис. 2.1).
Рис. 2.1 - График эксплуатации скважины 39
На рис. 2.1. видно, что в период закачки воды
дебиты нефти увеличились. С другой стороны увеличение дебитов по скважине 39
можно объяснить НСКО и сменой насосного оборудования, выполненного в декабре
1979 г, после которого дебит нефти с 5,7 т/сут увеличился до 13-21 т/сут.
В процессе работы скважины с целью
восстановления дебита в скважине проводили работы по интенсификации притока и
смене насосного оборудования.
Проводимые в последующем в скважине мероприятия
по интенсификации притока позволяли достичь непродолжительного эффекта
(рис.2.1.).
На 1.01.2012 г. скважина 39 работает с дебитом
нефти 4,2 т/сут, жидкости 5,6 т/сут, динамический уровень - 1700 м. Скважиной
отобрано 64,7 тыс.т нефти, 65,3 тыс.т жидкости. Одной скважиной 39 из залежи
отобрано 49,4% начальных извлекаемых запасов нефти и 75,8% всей добычи из
залежи.
В феврале 1982 г., для эксплуатации елецкого
горизонта в работу фонтанным способом введена скважина 54. Начальный
дебит составил 0,4 т/сут безводной нефти, начальное пластовое давление,
замеренное на момент ввода скважины в эксплуатацию (02.1982 г.) составило 26,8
МПа.
Уже через месяц, 18 марта 1982 г, в связи с
низким дебитом, скважину перевели на механизированный способ эксплуатации
(ШГН). Дебит нефти после перевода увеличился до 4,8 т/сут.
Так же как и в скважине 39, работа скважинного
оборудования осложнялась из-за парафино-смолистых отложений. Для восстановления
дебита, в основном, проводили смену насосного оборудования.
Всего скважиной отобрано 20 тыс.т нефти. На
участке залежи, дренируемом скважиной 54, начальные извлекаемые запасы,
согласно геологическому моделированию, составляют 25 тыс.т. Если учесть, что
скважина дренировала как свой участок, так и основной через проводящий разлом,
то со своего участка скважина отобрала 14 тыс.т. Остаточные извлекаемые запасы
на участке дренирования скважины 54 составляют 11 тыс.т.
Рис. 2.2 - Показатели работы скважины 39 в 2011
году
Скважину 67 ввели
в эксплуатацию механизированным способом (НГ-28) в сентябре 1991 г. с дебитом
0,2-6 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное
06.04.1991 г. на глубине 2830 м составило 27,3 МПа, в пересчете на ВНК (-2617м)
- 27,3 МПа.
Скважина пробурена на крыле залежи, вскрыла два
пропластка елецких отложений (дроздовские слои) общей мощностью 11 м, открытая
пористость которых составляет 5%. В силу низких коллекторских характеристик,
скважина низкопродуктивная, эксплуатировалась в периодическом режиме.
С целью увеличения продуктивности выполнялись
работы:
01.1993 г. в скважине провели
опытно-экспериментальные работы - дренирование УОС. По данным работ Кпрод -
0,28 м3*сут*МПа.
В итоге работы были неэффективны, в июне 1993 г.
эксплуатация скважины была прекращена из-за низкого дебита. До декабря 1993 г
скважина находилась в бездействии, в декабре 1993 г была законсервирована. В
1995 г скважину ликвидировали, ликвидационный мост установлен в интервале
2625-2880 м.
Всего за два года эксплуатации скважиной
отобрано 100 т нефти.
К январю 1992 года из залежи отобрали 50,4 тыс.т
безводной нефти или 39,4% от начальных извлекаемых запасов. Отсутствие системы
поддержания пластового давления привело к снижению пластового давления
до 13,6 - 13,9 МПа в скважинах 39, 54 и до 7,7 МПа в скважине 67. Давления
пересчитаны по статическому уровню и не отражают истинной величины пластового
давления в залежи.
Динамические уровни на начало 1992 года
составляли: в скважине 39- 1300 м, в скважине 54 - 1440 м, в скважине 67-
статический уровень составлял 1780 м.
Рис. 2.3 - График изменения пластового давления
по скважинам 1-го блока елецкой залежи
В связи с низкими уровнями в январе 1992 года
ввели под закачку воды нагнетательную скважину 61. Закачка воды
осуществлялась под ВНК, в нижнюю часть елецкого горизонта (туровские слои) до
декабря 1995 года, всего в скважину закачали 184,4 тыс. м3 воды.
Накопленная компенсация отбора закачкой в пластовых условиях на 1.01.1996 г.
составила 190,8%.
Проводимая в скв.61 закачка значительного
влияния на динамику пластового давления в залежи не оказала. На рис.2.3. и
рис.2.4. представлены графики показателей разработки и баланс отбора жидкости и
закачки воды в пластовых условиях. На рисунке видно, что в период закачки в
скважину 61, рост пластового давления не наблюдался.
Рис. 2.4 - Показатели разработки I блока
елецко-задонского горизонта Сосновского месторождения с учетом закачки в скв.
61
На рисунках 2.5. и 2.6. видно, что в период
закачки в скважину 61 уровни в скважинах 39 и 54 продолжали снижаться.
Рис.2.5 - График изменения динамических и
статических уровней по скважине 39
Рис. 2.6 - График изменения динамических и
статических уровней по скважине 54
В связи с отсутствием эффекта от закачки, а
также по техническим причинам с декабря 1995 г. закачка в скв.61 прекращена.
Всего в скважину закачано 184,4 тыс.м3 воды. По состоянию на
01.01.2012 г. скв.61 используется в качестве поглощающей.
В июле 2006 г. с начальной приемистостью 98,6 м3/сут
под нагнетание переведена добывающая скв. 54. В процессе закачки,
приемистость скважины снизилась до 14 м3/сут при постоянном давлении
нагнетания 18,5 МПа. С целью увеличения приемистости в декабре 2008 года в
скважине выполнили СКР. В результате работ, приемистость восстановили до 96,7 м3/сут.
Повторные работы по увеличению приемистости (СКО) провели в январе 2010 года.
Приёмистость с 7,5 м3/сут увеличилась до 20 м3/сут.
Закачка в скважину 54 отразилась на подъеме
уровней в скважине 39 с 1610 м (замер от 07.08.2006 г.) до 1140 м (замер от
22.12.2009 г.).
С начала разработки в залежь первого блока
елецко-задонского горизонта закачано 199,7 тыс. м3 воды (без учета
скважины 14). Текущая компенсация в период закачки в скважину 61 достигала
1900%. С начала закачки в скважину 54 (с 2006 года по 2008 год), текущая
компенсация поддерживалась на уровне 90% - 110%. В 2011 году текущая
компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях изменялась от 40% до
172%, в среднем за год составила 91,8%.
Таким образом, по состоянию на 1.01.2012 года на
залежи сложилась система разработки с поддержанием пластового давления во
внутриконтурную скважину 54, добыча осуществляется двумя добывающими скважинами
39 и 67.
Динамика технологических показателей разработки
представлена в таблице 2.1.
Фактическая добыча нефти не соответствует
проектной, так как в результате восстановления скважины 67 вторым стволом
планировалось получить дебит 7 т/сут, фактический дебит составил 0,5-1 т/сут.
Всего на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3
тыс. т нефти, что составляет 65,1% от начальных извлекаемых запасов, остаточные
извлекаемые запасы - 45,7 тыс. т, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,280 при
проектном 0,429. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда 28,4 тыс.
т.
Таблица
2.1
Динамика показателей разработки Сосновского
месторождения (первого 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,
тыс. 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
|
1977
|
3,370
|
3,370
|
2,6
|
2,6
|
2,6
|
11,6
|
11,6
|
0
|
3,370
|
3,370
|
1
|
1
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1978
|
3,295
|
3,295
|
2,5
|
2,6
|
5,1
|
9,2
|
9,2
|
0
|
6,665
|
6,665
|
-
|
1
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1979
|
2,882
|
2,882
|
2,2
|
2,3
|
7,3
|
8,2
|
8,2
|
0
|
9,547
|
9,547
|
-
|
1
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1980
|
4,699
|
4,699
|
3,6
|
3,9
|
10,9
|
13,3
|
13,3
|
0
|
14,246
|
14,246
|
-
|
1
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1981
|
2,616
|
2,616
|
2,0
|
2,2
|
12,9
|
7,2
|
7,2
|
0
|
16,862
|
16,862
|
-
|
1
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1982
|
4,728
|
4,728
|
3,6
|
4,1
|
16,5
|
7,6
|
7,6
|
0
|
21,590
|
21,590
|
1
|
2
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1983
|
4,035
|
4,035
|
3,1
|
3,7
|
19,6
|
5,8
|
5,8
|
0
|
25,625
|
25,625
|
-
|
2
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1984
|
5,498
|
5,498
|
4,2
|
5,2
|
23,8
|
8,1
|
8,1
|
0
|
31,123
|
31,123
|
-
|
2
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1985
|
5,123
|
5,123
|
3,9
|
5,1
|
27,7
|
7,5
|
7,5
|
0
|
36,246
|
36,246
|
-
|
2
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1986
|
2,817
|
2,817
|
2,2
|
3,0
|
29,8
|
4,1
|
4,1
|
0
|
39,063
|
39,063
|
-
|
2
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1987
|
1,738
|
1,738
|
1,3
|
1,9
|
31,1
|
2,6
|
2,6
|
0
|
40,801
|
40,801
|
-
|
2
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1988
|
2,405
|
2,405
|
1,8
|
2,7
|
33,0
|
3,4
|
3,4
|
0
|
43,206
|
43,206
|
-
|
2
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1989
|
2,583
|
2,583
|
2,0
|
2,9
|
35,0
|
4,2
|
4,2
|
0
|
45,789
|
45,789
|
-
|
2
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1990
|
1,791
|
1,791
|
1,4
|
2,1
|
36,3
|
2,5
|
2,5
|
0
|
47,580
|
47,580
|
-
|
2
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1991
|
2,823
|
2,823
|
2,2
|
3,4
|
38,5
|
3,4
|
3,4
|
0
|
50,403
|
50,403
|
1
|
3
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1992
|
2,320
|
2,320
|
1,8
|
2,9
|
40,2
|
2,4
|
2,4
|
0
|
52,723
|
-
|
3
|
1
|
44,6
|
44,6
|
1145,0
|
50,4
|
1993
|
2,052
|
2,052
|
1,6
|
2,6
|
41,8
|
2,6
|
2,6
|
0
|
54,775
|
54,775
|
-
|
3
|
1
|
52,6
|
97,2
|
1524,6
|
105,6
|
1994
|
1,500
|
1,733
|
1,1
|
2,0
|
43,0
|
2,3
|
2,6
|
13,4
|
56,275
|
56,508
|
-
|
2
|
1
|
47,5
|
144,7
|
1748,8
|
152,7
|
1995
|
1,238
|
1,238
|
0,9
|
1,7
|
43,9
|
1,8
|
1,8
|
0
|
57,513
|
57,746
|
-
|
2
|
1
|
39,6
|
184,4
|
1906,3
|
190,4
|
1996
|
1,223
|
1,223
|
0,9
|
1,7
|
44,8
|
2,0
|
2,0
|
0
|
58,736
|
58,969
|
-
|
2
|
-
|
0,0
|
184,4
|
-
|
186,4
|
1997
|
1,789
|
1,789
|
1,4
|
2,5
|
46,2
|
2,5
|
2,5
|
0
|
60,525
|
60,758
|
-
|
2
|
-
|
0,0
|
184,4
|
-
|
180,9
|
1998
|
1,537
|
1,537
|
1,2
|
2,2
|
47,4
|
2,4
|
2,4
|
0
|
62,062
|
62,295
|
-
|
2
|
-
|
0,0
|
184,4
|
-
|
176,5
|
1999
|
2,115
|
2,282
|
1,6
|
3,1
|
49,0
|
3,6
|
3,8
|
7,3
|
64,177
|
64,577
|
-
|
2
|
-
|
0,0
|
184,4
|
-
|
170,4
|
2000
|
2,123
|
2,123
|
1,6
|
3,2
|
50,6
|
3,0
|
3,0
|
0
|
66,300
|
66,700
|
-
|
2
|
-
|
0,0
|
184,4
|
-
|
165,0
|
2001
|
1,785
|
1,785
|
1,4
|
2,8
|
52,0
|
2,5
|
2,5
|
0
|
68,085
|
68,485
|
-
|
2
|
-
|
0,0
|
184,4
|
-
|
160,7
|
2002
|
2,110
|
2,110
|
1,6
|
3,4
|
53,6
|
2,9
|
2,9
|
0
|
70,195
|
70,595
|
-
|
2
|
-
|
0,0
|
184,4
|
-
|
155,9
|
2003
|
1,647
|
1,647
|
1,3
|
2,7
|
54,8
|
2,3
|
2,3
|
0
|
71,842
|
72,242
|
-
|
2
|
-
|
0,0
|
184,4
|
-
|
152,3
|
2004
|
1,826
|
1,826
|
1,4
|
3,1
|
56,2
|
2,5
|
2,5
|
0
|
73,668
|
74,068
|
-
|
2
|
-
|
0,0
|
184,4
|
-
|
148,5
|
2005
|
1,760
|
1,760
|
1,3
|
3,1
|
57,6
|
2,5
|
2,5
|
0
|
75,428
|
75,828
|
-
|
2
|
-
|
0,0
|
184,4
|
-
|
145,1
|
2006
|
1,353
|
1,353
|
1,0
|
2,4
|
58,6
|
2,5
|
2,5
|
0
|
76,781
|
77,181
|
-
|
1
|
1
|
1,8
|
186,2
|
80,1
|
143,9
|
2007
|
1,356
|
1,356
|
1,0
|
2,5
|
59,6
|
3,8
|
3,8
|
0
|
78,137
|
78,537
|
-
|
1
|
1
|
2,1
|
188,3
|
90,9
|
143,0
|
2008
|
1,58
|
1,576
|
1,2
|
3,0
|
60,8
|
4,4
|
4,4
|
0,00
|
79,71
|
80,11
|
|
1
|
1
|
2,6
|
190,8
|
97,6
|
142,1
|
2009
|
1,75
|
1,756
|
1,3
|
3,4
|
62,2
|
4,4
|
4,4
|
0,28
|
81,46
|
81,87
|
1
|
2
|
1
|
4,3
|
195,1
|
145,9
|
142,2
|
2010
|
2,22
|
2,264
|
1,7
|
4,5
|
63,9
|
3,2
|
3,3
|
2,12
|
83,68
|
84,13
|
|
2
|
1
|
1,9
|
197,0
|
50,5
|
139,8
|
2011
|
1,629
|
1,813
|
1,2
|
3,4
|
65,1
|
2,4
|
2,6
|
10,2
|
85,3
|
85,9
|
|
1
|
1
|
2,7
|
199,7
|
91,8
|
138,8
|
Текущая компенсация отбора жидкости закачкой
составляет 91,8%, накопленная - 138,8% (с учетом закачки в скважину 61) и 9,9%
(без учета закачки в скважину 61).
Залежь нефти второго блока елецкого
горизонта
С начала разработки на блоке в пределах контура
нефтеносности пробурены поисковая скв.36, эксплуатационные скважины 50, 60, 65,
66, 68. Эксплуатация второго блока елецко-задонской залежи Сосновского
месторождения начата 7 июля 1976 г. вводом в разработку фонтанным способом
добывающей скважины 36 с дебитом 155,1 т/сут безводной нефти. Начальное
пластовое давление, замеренное в декабре 1975 г. на глубине 2731 м и
приведенное к отметке ВНК (-2634 м), составило 35,6 МПа. Эта величина принята
за начальное пластовое давление на блоке.
В марте 1980 года в связи со снижением
пластового давления до 17,9 МПа (замер от 03.1980 г), дебита нефти до 15 т/сут
скважину перевели на ШГН. В мае 1983 года провели смену насосного оборудования
(ШГН заменили на ЭЦН), затем через 15 дней работы вновь перевели на ШГН, через
7 дней работы вновь на ЭЦН, в марте 1984 - на ШГН.
В сентябре 2004 года в продукции скважины
появилась вода удельного веса 1,2 г/см3, начальная обводненность
составила 27,3%. За четыре месяца скважина полностью обводнилась, дебит нефти
снизился до 0,6 т/сут. По техническим причинам скважину ликвидировали.
Всего скважиной отобрано 165,2 тыс. т нефти
(67,7% всей добычи блока).
сентября 1980 г. фонтаном с начальным дебитом 0,13
т/сут введена в эксплуатацию добывающая скважина 50. Начальное пластовое
давление, замеренное 06.07.1980 года на глубине 2819 м и приведенное к ВНК
(-2634 м), составило 32,06 МПа. На дату ввода скважины 50 пластовое давление в
скважине 36, согласно глубинному замеру от 05.03.1980 г., составляло 17,89 МПа.
Существенную разницу в величине пластового давления по двум скважинам можно
объяснить тем, что скважиной 50 вскрыты пропластки, не вовлеченные в разработку
скважиной 36.
Фонтанным способом скважина 50 проработала до
июня 1981 г. При работе фонтаном дебит нефти не превышал 0,03 т/сут, скважина
практически простаивала. Перевод в июне 1981 г. скважины на механизированную
добычу (ШГН) привел к увеличению дебита до 5-7 т/сут.
Рис. 2.7 - Динамика пластового давления по
скважинам елецкой залежи 2-го блока
Как показано на рис. 2.7 скважина 50 работала на
фоне постоянно снижающегося пластового давления. Начиная с 1986 г., когда
давление снизилось до 18-19 МПа, скважину 50 перевели в периодический режим
работы с дебитом 0,1 т/сут - 0,03 т/сут. В мае 1990 года в ходе ремонтных работ
на глубине 2269 м выявлено нарушение эксплуатационной колонны. В связи с
нарушением эксплуатационной колонны в марте 1990 г. скважину 50 ликвидировали
по техническим причинам. Всего скважиной отобрано 6,9 тыс.т нефти, что
составляет 3,1% от всей добычи нефти по блоку.
На протяжении всего периода работы скважины 50,
основными мероприятиями по восстановлению дебита являлись промывки скважины
горячей водой и смена насосного оборудования.
17 мая 1990 г. механизированным способом (ШГН) с
начальным дебитом 1 т/сут. введена в эксплуатацию добывающая скважина 60.
Начальное пластовое давление, замеренное во время освоения 02.01.1990 г. на
глубине 2750 м, в пересчете на ВНК (- 2634 м) составило 18,3 МПа, что
соответствовало текущему в залежи (рис. 2.3).
В октябре 1996 г. по причине полного обводнения
(99%) скважину 60 перевели в контрольный фонд, в ноябре 2002 года, скважину
перевели в ППД.
Всего скважиной отобрано 880 т нефти, что
составляет 0,4% добычи из блока.
января 1991 г. фонтаном с начальным дебитом 10,5
т/сут безводной нефти введена в эксплуатацию добывающая скважина 66.
Скважина пробурена в своде залежи, вскрыла наиболее продуктивный разрез общей
нефтенасыщенной мощностью 25,2 м. Для эксплуатации елецких отложений провели
перфорацию двух нефтенасыщенных пропластков верхней части разреза в интервале
2782,4-2785,4 м и 2793-2806 м.
Начальное пластовое давление, замеренное
05.12.1990 г. на глубине 2700 м и пересчитанное на ВНК (-2634 м) составило 22,4
МПа, при среднем по залежи. Через четыре месяца работы, в мае 1991 г. в
скважине 66 появилась вода (5-7%) с удельным весом 1,22 г/см3. В
отдельные месяцы с целью регулирования уровня обводненности скважину эксплуатировали
в периодическом режиме.
На протяжении всего периода работы скважины 66,
основными мероприятиями по восстановлению дебита являлись промывки скважины
горячей водой и смена насосного оборудования.
На 01.01.2012 г. скважина 66 находится в
действующем фонде, работает с дебитом нефти 6,0 т/сут, жидкости 9,9% и
обводненностью 39,1%. Всего скважиной отобрано 35,5 тыс.т нефти (14, 3% от всей
добычи блока), 49 тыс.т жидкости.
В феврале 1992 г. механизированным способом
(ШГН) с начальным дебитом 5,3 т/сут безводной нефти введена в эксплуатацию в
интервале перфорации 2835-2846 м добывающая скважина 68. Начальное
пластовое давление соответствовало текущему в залежи и составляло 17,5 МПа (на
ВНК - 2634 м).
В связи с низкими уровнями, уже через несколько
месяцев после ввода, скважина переведена в периодический режим работы (Нд -
1600 м).
По состоянию на 01.01.2012 г. скважина 68
находится в действующем фонде, работает механизированным способом (ШГН) с
дебитом нефти 5,4 т/сут, безводной нефти.
Всего скважиной 68 отобрано 36,8 тыс.т (14,8%
от всей добычи залежи) безводной нефти.
Скважина 36s2
пробурена в 2008 году с использованием части ствола скважины 36 с глубины
1997м.
При испытании в интервале 2724 - 2758 м
(открытый ствол) получен приток нефти с газом. Пластовое давление, замеренное
на глубине 2600 м в процессе освоения и пересчитанное на ВНК, составило 26,8
МПа, что соответствовало давлению в контрольной скважине 36 (рисунок 3.2.6).
Скважина введена в эксплуатацию в сентябре 2008
года механизированным способом с дебитом 10,6 т/сут безводной нефти. В апреле
2009 года в продукции отмечено появление воды -13,2% с удельным весом 1,22 г/см3.
Обводненность скважины нарастала и в октябре 2010 года достигла 99%. В связи с
полным обводнением скважину остановили. Всего скважиной отобрано 3,68 тыс.т
нефти или 1,5% всей добычи блока. На 1.01.2012 года скважина находится в
бездействии.
В марте 1992 года после снижения давления в
залежи до 15-17 МПа в дроздовские слои елецкого горизонта организовали закачку
воды во внутриконтурную нагнетательную скважину 65. Начальная приемистость
составила 80-90 м3/сут, давление закачки - 16,2 МПа. В скважину
закачивали сточную воду удельного веса 1,15 г/см3.
В процессе закачки приемистость снизилась до 36
м3/сут, давление закачки увеличилось до 18,2 МПа.
Всего на 1.01.2012 г. в скважину закачано 237,7
тыс. м3 воды.
В силу высокой расчлененности разреза и
ухудшенных коллекторских свойств, влияние от закачки затруднено. Текущая
компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях ежемесячно составляла
120-280%.
На рисунке видно, что закачка в скважину 65
отразилась на повышении и стабилизации динамических уровней в добывающей
скважине 66. После дострела нижней части разреза влияние от закачки усилилось,
что выразилось в дальнейшем подъеме динамического уровня в скважине 66.
В меньшей степени закачка в скважину 65
оказывает влияние на работу добывающей скважины 68. После смены насосного
оборудования в скважине 68 и дострела нижней части разреза в скважине 65,
добыча нефти увеличилась, что привело к снижению динамического уровня.
С целью увеличения охвата вытеснением, в ноябре
2002 года с приемистостью 21 м3/сут переведена под нагнетание
обводнившаяся низкопродуктивная скважина 60. Давление нагнетания составляло 18
МПа.
Текущую компенсацию начиная с ноября 2002 года
снизили до 100-200%. Объем закачиваемой воды распределялся поровну между
скважинами 60 и 65. В июне 2011 года по технологическим причинам (подготовка и
проведение ГРП в скважине 54) основной объем воды (75%) закачали в скважину 65
и 25% в скважину 60. Динамические уровни в добывающих скважинах 66 и 68 не
снизились, стабилизировались на глубине 1170-1270 м (рис. 2.8- 2.9).
Рис. 2.8 - Изменение статического и
динамического уровня в скважине 66 по данным «шахматки»
Рис. 2.9 - Изменение статического и
динамического уровня в скважине 68 по данным «шахматки»
В настоящий момент закачка в залежь ведется
скважины 60 и 65. В скважину 65 закачка ведется в дроздовские и верхнюю часть
туровских слоев елецкого горизонта, а в скважину 60 лишь в дроздовские слои
елецкого горизонта.
В феврале 2010 г по нагнетательным скважинам 60
и 65 были проведены промыслово-геофизические исследования с целью определения
принимающих интервалов. По результатам комплексных исследований в скважине 60
жидкость от закачки принимают интервалы 2770-2776 м; 2790-2798 м, в лучшей
степени принимает интервал 2794,4-2798 м.
В нагнетательной скважине 65 вода от закачки
поступает в интервалы 2823-2827 м, 2831-2840 м, 2844-2847 м, 2861-2863,6 м,
2867-2869 м и ниже глубины дохождения прибора. Нижний интервал перфорации
полностью исследованиями не охвачен. Максимальная глубина дохождения прибора -
2872 м. По механической расходометрии на точке ниже глубины дохождения прибора
поступает 23,2% закачиваемой воды. По отрицательной термоаномалии можно
предположить поступление воды по заколонному пространству вверх до глубины 2816
м.
По состоянию на 01.01.2012 г. в залежь закачано
297,4 тыс.м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой-
68,8%, текущая - 71,2%.
Таким образом, на залежи сформирована система
разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурные нагнетательные
скважины 60, 65 добыча нефти осуществляется также двумя добывающими скважинами
- 66 и 68.
Планировалось выработку остаточных запасов
осуществлять действующими добывающими скважинами 66, 68 и восстановленной в
2008 г. вторым стволом скважиной 36. Поддержание пластового давления вести
путем закачки воды в нагнетательные скважины 60 и 65.
Проектные решения выполнены, система разработки
соответствует проектной. В 2008 году восстановлена вторым стволом скважина 36 с
дебитом 10,6 т/сут, при проектном 7 т/сут. Однако, из-за быстрого обводнения
скважины 36s2, начиная с 2009 года, проектные уровни добычи нефти не
выполняются.
По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи добыто
249 тыс.т нефти, остаточные извлекаемые запасы - 46 тыс.т, достигнутый
коэффициент нефтеизвлечения 0,363 при проектном 0,43. Пластовое давление в
среднем по залежи на конец 2011 года составляет 28,5 МПа. Текущая компенсация
отбора закачкой - 71,2%, накопленная 68,8%.
Динамика технологических показателей разработки
представлена в таблице 3.2.6,.
На рис. 2.10. представлен график изменения
пластового давления в целом по двум блокам елецко-задонской залежи.
Рис. 2.10 График изменения пластового давления в
целом по елецкой залежи
На графике видно, что организация ППД в скважину
65 положительно отразилась на стабилизации и даже небольшом подъеме давления в
скважинах 2-го блока.
Дострел в июле 1998 года средней части разреза в
скважине 65, а так же ввод под нагнетание скважины 60 положительно отразилась
как на рост давления второго блока, так и на стабилизации пластового давления в
скважине 39 первого блока, что свидетельствует о наличии затрудненной
гидродинамической связи между двумя блоками.
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
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
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
|
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.
.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
|
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
|
|
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.
.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
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
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
|
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
|
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
|
-
|
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 qуд.
на 1 МПа снижения пластового давления за период разработки на упругом режиме,
можно подсчитать геологические запасы нефти по формуле С.Д. Пирсона:
Qн.г. =
qуд.
/ в (2.1)
где: qуд.
- удельная добыча нефти, тыс.т;
Qн.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* = вн * Sн +
вв * (1 - Sн) + [(1 - m) / m] * впороды,
(2.2)
где: вв, впороды - коэффициенты
сжимаемости, соответственно, воды и породы, МПа-1;н -
коэффициент нефтенасыщенности коллектора, доли ед.;- коэффициент пористости
коллектора, доли ед.
Согласно рис.2.24. расчет выполнен в интервале
снижения давления от 34,8 МПа до 29,6 МПа.
Рис. 2.24 - График зависимости пластового
давления от накопленной добычи нефти елецкой залежи 1-го блока
Рис. 2.25 - Зависимость коэффициента сжимаемости
пластовой нефти от давления по скважине 39
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, в
интервале давлений от 34,8 МПа до 29,6 МПа согласно рис.2.25. составляет
0.001238 МПа-1.
По литературным источникам, коэффициент
сжимаемости породы принят равным коэффициенту сжимаемости зерен известняка-
0,000025 МПа1.
Пластовые воды межсолевых отложений Сосновского
месторождения относятся к высокоминерализованным рассолам хлоридно-кальциевого
типа (по Сулину), поэтому коэффициент сжимаемости пластовой воды для всех
условий принимаем соответствующим этому типу рассолов, считая его постоянным и
равным 0,00035 МПа-1.
Сложившуюся на 1.01.2012 года систему разработки
можно характеризовать как эффективную. При отборе из залежи 65,1% от начальных
извлекаемых запасов обводненность продукции составляет 10,2%.
Залежь нефти елецкого горизонта
второго блока
Разработка залежи нефти елецко-задонского
горизонта 2-го блока начата в июле 1976 г. фонтанной скв.36 с начальным дебитом
155,1 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление - 35,3 МПа.
Залежь нефти елецко-задонского горизонта
характеризуется высокой расчлененностью, невысокими фильтрационными
характеристиками, гидродинамическая связь между скважинами затруднена. На
рис.2.26.-2.27. видно, что в начальный период разработки (1976-1979 гг.)
годовые темпы отбора нефти от НИЗ были достаточно высокие и составляли
6,0-8,3%. В этот период залежь разрабатывалась одной скважиной 36. За четыре
месяца из залежи отобрали 73 тыс. т нефти, что составляет 24,8% от начальных
извлекаемых запасов.
За весь период разработки залежь
эксплуатировалась скважинами 36, 50, 60, 66, 68, 36s2.
Рис. 2.26 - График разработки елецкого горизонта
2-го блока
Рис. 2.27 - Динамика темпов отбора и
коэффициента использования запасов елецкого горизонта 2-го блока
Для поддержания добычи и восстановления дебита
за период с 2007 года по 2011 год в добывающих скважинах проводили работы по
оптимизации насосного оборудования. С целью восстановления фонда скважин, из
скважины 36 был пробурен боковой ствол. Общая эффективность работ составила 782
т.
Таблица
2.9
Анализ ГТМ по скважинам елецкого горизонта 2-го
блока
Дата
|
№
скв
|
Способ
экспл
|
Эффективность
т
|
1998
|
66
|
ШГН
|
ДОСТРЕЛ
ИНТ. ПЕРФОРАЦИИ. ГПП
|
162
|
1998
|
65
|
нагн
|
ПРИОБЩЕНИЕ
ИНТЕРВАЛА, НТЕНСИФИКАЦИЯ
|
0
|
1998
|
68
|
ШГН
|
СМЕНА
НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕНИЕМ
|
644
|
|
|
|
Итого:
|
806
|
2001
|
66
|
ШГН
|
СМЕНА
НВ-44/НВ-32 С ДОГЛ.
|
370
|
|
|
|
Итого:
|
370
|
2002
|
60
|
конт
|
УВЕЛИЧЕНИЕ
ПРИЕМИСТОСТИ.
|
0
|
|
|
|
Итого:
|
0
|
2003
|
36
|
ШГН
|
СМЕНА
НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕН.
|
306
|
2003
|
36
|
ШГН
|
СМЕНА
ДЛИНЫ ХОДА S-2/2.5
|
231
|
2003
|
66
|
ШГН
|
СМЕНА
НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕН.
|
13
|
|
|
|
Итого:
|
550
|
2004
|
66
|
ШГН
|
СМЕНА
ДЛИНЫ ХОДА S-2/2.5
|
464
|
2004
|
68
|
ШГН
|
СМЕНА
НГВ-32 С ДОГЛУБЛЕН.
|
369
|
|
|
|
Итого:
|
833
|
2005
|
66
|
ШГН
|
СМЕНА
НВ-32/НВ-38
|
242
|
2005
|
68
|
ШГН
|
СМЕНА
ДЛИНЫ ХОДА S-1.5/2.0
|
174
|
|
|
|
Итого:
|
416
|
1998
|
66
|
ШГН
|
ДОСТРЕЛ
ИНТ. ПЕРФОРАЦИИ. ГПП
|
162
|
2006
|
65
|
нагн
|
КОМПЛЕКСНОЕ
ОБСЛЕДОВАНИЕ. ЗАМЕНА Ф/А
|
0
|
2006
|
68
|
ШГН
|
СМЕНА
НВ-32/НВ-38
|
1249
|
|
|
|
Итого:
|
1249
|
2008
|
36
|
конт
|
БУРЕНИЕ
НОВОГО СТВОЛА
|
1013
|
2008
|
66
|
ШГН
|
СМЕНА
НВ-38/НВ-44
|
532
|
|
|
|
Итого:
|
1545
|
2010
|
36
|
ШГН
|
СМЕНА
ЧИСЛА КАЧАНИЙ N-4/6
|
0
|
В марте 1992 года после снижения давления в
скважинах до 15-17 МПа организована закачка воды во внутриконтурную
нагнетательную скважину 65.
С целью увеличения охвата вытеснением, в ноябре
2002 года переведена под нагнетание скважина 60. В настоящий момент закачка в
залежь ведется скважины 60 и 65.
За безводный период из залежи отобрано 142,4
тыс. т нефти, что составило 48,3% от начальных извлекаемых запасов. На упругом
режиме из залежи отобрано 146,0 тыс. т нефти или 49,5% от НИЗ.
На графике разработки елецко-задонской залежи
2-го блока (рис. 2.27) видно, что максимальный годовой отбор нефти (17,7-24,4
тыс. т) был достигнут в первый год разработки. В последующем начальные дебиты
нефти вновь вводимых добывающих скважин 36s2, 50, 60, 66, 68 не превышали 8-10
т/сут. и к увеличению добычи нефти не привели.
Рис. 2.28 - График зависимости пластового
давления от накопленной добычи нефти елецкой залежи 2-го блока
Расчет балансовых запасов нефти выполнен методом
материального баланса в интервале снижения давления от 35,4 МПа до 22,2 МПа
(рис.2.28).
Рис. 2.29 - Зависимость коэффициента сжимаемости
пластовой нефти от давления по скважине 36
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, в
интервале давлений от 35,3 МПа до 22,2 МПа составляет 0.00124 МПа-1 (рис.
2.29).
На 1.01.2012 года из залежи отобрано 249 тыс.т
нефти или 84,4% начальных извлекаемых запасов, обводненность продукции
составляет 26%. Залежь находится на IV
- ой стадии разработки. Остаточные извлекаемые запасы нефти на блоке составляют
46 тыс.т. Удельные остаточные извлекаемые запасы нефти на 1 скважину
добывающего фонда - 23 тыс. т. Основной объем добычи нефти обеспечила скважина
36-165,3 тыс. т или 66,4% всей добычи из залежи.
Существующую на блоке систему разработки можно
назвать эффективной. Учитывая текущую производительность действующих добывающих
скважин достижение проектного коэффициента нефтеизвлечения на блоке реально.
Залежь нефти семилукского горизонта
восточного блока
Разработка восточного блока залежи семилукского
горизонта начата в феврале 1976 г. фонтанной скв.32 с начальным дебитом 223,1
т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление - 39,8 МПа (на ВНК - 3165
м).
На рис. 2.30-2.31 видно, что с 1976 года по 1991
год залежь находилась на первой стадии разработки. Годовые темпы отбора от НИЗ
не превышали 4,2%. За первую стадию отобрано 166,4 тыс. т нефти или 35% от
начальных извлекаемых запасов. Вторая стадия разработки длилась три года
(1992-1994 гг.), добыча нефти за эту стадию составила 73,8 тыс. т, к концу 2-ой
стадии из залежи отобрали 240,2 тыс. т, что составляет 50,5% от НИЗ. Увеличение
добычи нефти на второй стадии связано с ростом дебита нефти в скважине 32 с 40
т/сут до 60-80 т/сут в результате организации закачки в скважину 64 и повышения
пластового давления с 18 МПа до 38 МПа. Начиная с 1994 года и по 2004 год,
залежь находилась на третьей стадии разработки, характеризующейся снижением
добычи нефти. За третью стадию из залежи отобрали 176,5 тыс. т нефти, к концу
третьей стадии отобрано 391,1 тыс. т или 82,2% от начальных извлекаемых
запасов. Начиная с 2005 года, разработка залежи перешла на четвертую завершающую
стадию разработки с годовыми темпами отбора от начальных извлекаемых запасов
1,4-0,3%.
Рис. 2.30 - График разработки семилукского
горизонта восточного блока
Рис. 2.31 - Динамика темпов отбора и
коэффициента использования запасов семилукского горизонта восточного блока
Для поддержания добычи и восстановления дебита
за период с 2007 года по 2011 год в добывающих скважинах проводили работы по
оптимизации насосного оборудования. С целью восстановления фонда скважин, из
скважины 62 был пробурен боковой ствол. Значительного эффекта от проведенных
работ не было (таблица 2.10).
Таблица
2.10
Анализ ГТМ по скважинам семилукского горизонта
восточного блока
Дата
|
№
скв
|
Способ
экспл
|
Вид
работ
|
Эффективность
т
|
2004
|
16
|
ликв
|
ВОССТ.
ЛИКВ.СКВ-НЫ ПОД НАГН
|
0
|
|
|
|
Итого:
|
0
|
2008
|
64
|
нагн
|
ИЗВЛЕЧЕНИЕ
АВ.ПРИБОРА
|
0
|
|
|
|
Итого:
|
0
|
2010
|
62s2
|
фонт
|
БУРЕНИЕ
БОКОВОГО СТВОЛА
|
3
|
2010
|
32
|
фонт
|
ПЕРЕВОД
НА НВ-32
|
327
|
2010
|
32
|
ШГН
|
СМЕНА
ЧИСЛА КАЧАНИЙ n-4/6
|
49
|
|
|
|
Итого:
|
379
|
2011
|
62s2
|
|
ПЕРЕВОД
НА В/Ч Sm
|
38
|
2011
|
32
|
ШГН
|
СМЕНА
ЧИСЛА КАЧАНИЙ n-4/6
|
58
|
2011
|
32
|
ШГН
|
СМЕНА
ЧИСЛА КАЧАНИЙ n-5.5/5.7
|
20
|
|
|
|
Итого:
|
116
|
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.
Благодаря небольшим темпам отбора выработка
запасов осуществлялась без воды, что и позволило выработать извлекаемые запасы
на 92,1%.
Для расчета балансовых запасов нефти построен
график зависимости пластового давления от накопленного отбора нефти
(рис.2.32.). Согласно построенного тренда, рассчитана величина пластового
давления на начальной стадии разработки. Балансовые запасы посчитаны по
результатам разработки в интервале снижения давления от 39,7 МПа до 33,6 МПа.
Рис. 2.32 - График зависимости пластового
давления от накопленной добычи нефти семилукской залежи восточного блока
Рис. 2.33 - Зависимость коэффициента сжимаемости
пластовой нефти от давления по скважине 32
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, в
интервале давлений от 39,6 МПа до 33,6 МПа согласно рис.2.33. составляет 0.0024
МПа-1.
Существующая система разработки недостаточна
эффективна, так как выработка запасов изначально осуществлялась одной скважиной
32, пробуренной в своде залежи, затем пробурили и ввели в эксплуатацию скважины
62 и 63, расположенные на крыльях и вскрывшие кровлю залежи гипсометрически
ниже на ~60 м, что привело к преждевременному обводнению скважин 62 и 63.
Залежь нефти воронежского горизонта
восточного блока
Разработка залежи воронежского горизонта
восточного блока начата в октябре 1976 г. фонтанной скв.35 со среднесуточным
дебитом 159 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление - 39,6 МПа (на
ВНК - 3165 м).
Рис. 2.34 - График разработки воронежского
горизонта восточного блока
С начала разработки в эксплуатации на блоке
находились 4 скважины (№№32, 35, 62, 63). Разработка залежи нефти воронежского
горизонта в основном осуществляется возвратным фондом скважин после отработки
семилукской залежи (№№32, 62, 63). На рис. 2.34, 2.35 видно, что разработка
залежи осуществлялась периодически, по мере перевода скважин с семилукского
горизонта.
В первые годы разработки (1976-1977 гг.) темпы
отбора от начальных извлекаемых запасов достигали 19%. За этот период из залежи
отобрали 38,6 тыс.т нефти, выработка запасов составила 30,7%. Интенсивный отбор
привел к резкому снижению пластового давления и, как следствие, к снижению
годовой добычи нефти с максимального уровня 23,9 тыс.т (1977 г.) до 4 т в 1991
году. В связи с низким пластовым давлением добыча нефти из залежи начиная с
апреля 1991 года прекращена.
Рис. 2.35 - Динамика темпов отбора и коэффициента
использования запасов воронежского горизонта восточного блока
В 1997 году добычу нефти из залежи возобновили
скважиной 63, затем в 1998 году перевели с семилукской залежи скважину 62. В
1998 году началась закачка воды в скважину 64. Однако, система ППД оказалась не
эффективной и не привела к повышению пластового давления. Запасы нефти
вырабатывались с темпом 7-4%.
С 2002 года по 2007 год залежь не
разрабатывалась из-за низкого пластового давления.
Таблица
2.11
Анализ ГТМ по скважинам воронежского горизонта
восточного блока
Дата
|
№скв
|
Способ
экспл
|
Вид
работ
|
Эффективность
т
|
1998
|
62
|
ШГН
|
ПЕРЕВОД
НА VR
|
218
|
1998
|
64
|
нагн
|
ПЕРЕВОД
НА Vr. ОСВОЕНИЕ ПОД НАГН.
|
0
|
|
|
|
Итого:
|
218
|
2001
|
63
|
фонт
|
УСТРАН.
ПРОПУСКОВ НА УСТЬЕ
|
0
|
2001
|
64
|
нагн
|
ПЕРЕВОД
ПОД РАЗД. НАГНЕТАНИЕ
|
0
|
|
2001
|
64
|
нагн
|
СКО+ПАВ
|
0
|
|
|
|
|
Итого:
|
0
|
|
2007
|
62
|
контр.
|
ВВОД
ПОД НАГНЕТАНИЕ
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2008
|
63
|
контр.
|
ВВОД
ИЗ КОНТРОЛЬННЫХ
|
18
|
|
2008
|
63
|
фонт
|
ПЕРЕВОД
НА НВ-32
|
0
|
|
|
|
|
Итого:
|
18
|
|
Из вышеприведенной таблицы видно, что все
мероприятия, проводимые на залежи за период с 2007 по 2011 год - неэффективны.
В феврале 2007 года начата закачка воды в
скважину 62. Добычу нефти повторно возобновили в 2008 году скважиной 63. В
добывающей скважине 63 с началом закачки в скважину 62 отмечен как рост
пластового давления с 12,3 МПа (08.02.2007 г.) до 26,3 МПа (замер от 19.11.2007
г.), так и увеличение обводненности продукции до 99%, в связи с чем, скважину
63 перевели в контрольный фонд. Из-за отсутствия добывающих скважин и
необходимости дальнейшей закачки из скважины 62 пробурили боковой ствол для
эксплуатации семилукской залежи.
Для расчета балансовых запасов нефти построен
график зависимости пластового давления от накопленного отбора нефти
(рис.2.36.). Согласно построенного тренда рассчитана величина пластового
давления на начальной стадии разработки. Балансовые запасы посчитаны по
результатам разработки в интервале снижения давления от 39,6 МПа до 34,01 МПа.
Рис.2.36. - График зависимости пластового
давления от накопленной добычи нефти воронежской залежи восточного блока
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, в
интервале давлений от 39,6 МПа до 34,0 МПа составляет 0.001998 МПа-1 (рис.2.37.).
Рис. 2.37 - Зависимость коэффициента сжимаемости
пластовой нефти от давления воронежской залежи восточного блока
Залежь нефти воронежского горизонта
западного блока
Добыча нефти из залежи нефти воронежского
горизонта западного блока осуществлялась с декабря 1973 г. одной добывающей
скважиной 13. Начальный дебит нефти составил 59,5 т/сут. Залежь разрабатывалась
без поддержания пластового давления. В первые годы разработки темпы выработки
запасов нефти от начальных извлекаемых запасов достигали 22% (рис. 2.38). С
1973 по 1977 год из залежи отобрали около 67% начальных извлекаемых запасов
(27,4 тыс. т).
К августу 1974 года пластовое давление с
начального 37,4 МПа снизилось до 22,8 МПа что ниже давления насыщения (24,7
МПа), дальнейшая разработка продолжилась на режиме растворенного газа.
С октября 1978 г. в связи со снижением
пластового давления до 19,55 МПа (накопленная добыча нефти на эту дату
составила 29,45 тыс. т нефти) дебит скважины не превышала 0,2-5 т/сут безводной
нефти.
.12.1986 г. по техническим причинам скважина 13
выбыла из добывающего фонда и ликвидирована.
Всего скв.13 добыто 32,8 тыс. т нефти (80,1% от
НИЗ), достигнутый коэффициент нефтеизвлечения - 0,158 при проектном - 0,2.
Рис. 2.38 - Динамика показателей разработки
воронежского горизонта западного блока
Из вышеизложенного следует: как таковой системы
разработки на залежи не сложилось, добыча нефти из залежи осуществлялась одной
добывающей скважиной 13 на упругом режиме с переходом на режим растворенного
газа.
Разработка залежи неэффективна, так как не
организована система ППД.
3. ОХРАНА
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ СОСНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В связи со спецификой технологических процессов
и физико-химическими свойствами нефти и газа, нефтегазодобывающая
промышленность оказывает отрицательное воздействие на окружающую среду, что
обусловливает необходимость проведения комплекса природоохранных мероприятий в
процессе поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений. Обеспечение
экологической безопасности объектов добычи нефти является основной задачей
охраны окружающей среды.
Строительство скважин и разработка месторождений
должны осуществляться при полном соблюдении мер по охране недр и окружающей
среды в соответствии с документами:
· Законом об охране окружающей среды РБ,
· Законом об охране атмосферного воздуха,
· Законом о питьевом водоснабжении,
· Законом об отходах,
· действующими положениями Минприроды
РБ и другими нормативными документами.
При проведении строительства скважин необходимо
и выполнять следующие требования:
. Не допускать отступлений от проектных решений,
влекущих за собой ущерб окружающей среде и неукоснительно выполнять полный
объем всех предусмотренных проектом природоохранных мероприятий в процессе
своей деятельности.
. Соблюдать технологические режимы,
установленные проектом и согласованные с природоохранными органами.
. Осуществлять на буровом предприятии
лабораторный природоохранный контроль в целях соблюдения установленных
нормативов состояния окружающей среды.
. Обеспечивать надежную и эффективную работу
установок по отведению отходящих дымовых газов, производственных и
хозяйственно-бытовых стоков, транспортировке и утилизации твердых отходов.
Участок для строительства скважин выбирается с
учетом анализа и оценок современного геодинамического состояния недр. В
процессе проведения подготовительных работ к монтажу бурового оборудования
снимается и отдельно складируется плодородный слой почвы. После завершения
строительства скважин необходимо провести рекультивацию земель.
Для предупреждения попадания в почву,
поверхностные и подземные воды отходов бурения, буровых сточных вод,
загрязненных ливневых стоков с территории буровой организуется система
накопления и хранения отходов бурения и инженерной канализации стоков,
включающая:
строительство обваловки;
формирования путем планировки технологических
площадок и их гидроизоляции;
установку лотков для транспортировки стоков к
узлу сбора;
строительство накопительных амбаров,
обеспечивающих раздельный сбор отходов бурения и продуктов испытания скважин по
их видам;
оборудование замкнутой системы водоснабжения с
использованием металлических емкостей, а также контейнеров для сбора и вывоза
шлама при бурении.
Гидроизоляция технологических площадок
осуществляется одним из вариантов: металлическими листами, синтетической
пленкой, гидроизоляционными композициями (глина, известь, цемент, полимерные
материалы), железобетонными плитами, деревянными щитами. Гидроизоляционные
материалы наносятся на предварительно спланированные площадки, на которых
устанавливаются лотки для транспортировки стоков к узлу сбора.
Так как территория Сосновского месторождений
представляет собой заболоченную, залесенную равнину с хорошо развитой речной
сетью, поэтому при строительстве скважин необходимо обеспечить долговечность и
герметичность крепи скважин, герметичность обсадных колонн и межколонных
пространств, обеспечить изоляцию флюидосодержащих горизонтов друг от друга и от
проницаемых пластов по всему разрезу до устья скважин.
Основным способом регулирования негативного
воздействия на окружающую среду при проведении буровых работ является
предупреждение выбросов и сбросов жидких, газообразных и твердых отходов.
Проектами на строительство скважин на рассматриваемых месторождениях
предусмотрено создание шламовых амбаров с герметично изолированными стенками,
куда осуществляется сбор отработанных буровых растворов, шламов, сточных вод с
территории буровой площадки согласно требованиям, предъявленным в “Инструкции
по проектированию и строительству…”. Глубина расположения амбаров определяется
глубиной залегания грунтовых вод. В дальнейшем шламовые амбары ликвидируются
согласно технологическим мероприятиям.
Предприятие по добыче нефти на Сосновском
месторождении относятся к III
классу опасности и имеют санитарно-защитную зону размером 500 м.
Согласно “Правил безопасности…”, проектами на строительство
скважин предусматривается план ликвидации аварийных ситуаций, который должен
содержать указания по оповещению персонала и спецслужб, участвующих в
ликвидации аварии, перечнем необходимых технических средств и аварийного запаса
обезвреживающих реагентов, способами защиты персонала (в особо опасных случаях
для населения), способами сбора, удаления загрязняющих веществ и обезвреживания
территории, а также объектов водопользования в случае их загрязнения.
При проведении разработки необходимо учитывать
тесную связь ее с состоянием природных ресурсов окружающей местности. Поэтому в
процессе разработки должны быть обеспечены:
- применение наиболее рациональных и эффективных
методов добычи, предусматривающих полное при данных геологических и технико-экономических
условиях извлечение нефти и газа, недопущение сверхнормативных потерь этих
ископаемых;
- безопасное ведение всех работ и сохранение
природной среды, т.е. соблюдение установленного порядка пользования недрами;
- недопущение порчи запасов, т.е. охрана
месторождения от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих
качество полезных ископаемых и промышленной ценности месторождения.
При добыче нефти из залежей месторождений,
рассматриваемых в настоящем отчете, основными производственными процессами
являются:
- эксплуатация добывающих и нагнетательных
скважин;
- сбор, внутрипромысловый транспорт и
промышленная подготовка нефти.
Основными объектами, подверженными интенсивному
разрушению во времени, являются эксплуатационные колонны и НКТ скважин,
оборудование и сооружения системы сточных вод, нефтепроводы, резервуары и
аппаратура подготовки нефти и воды.
Для защиты от коррозии предусматриваются
следующие меры:
- предотвращение смешивания
сероводородосодержащей нефти, воды и газа с продукцией, не содержащей его;
- предотвращение попадания в добываемую нефть,
нефтяной газ и сточные воды кислорода;
- снижение коррозионной агрессивности среды с
помощью использования различных антикоррозийных покрытий и ингибиторов,
обеспечение герметичности всего ствола скважин, надежное цементирование.
Основными мероприятиями, в соответствии с
которыми должна осуществляться разработка елецкой и подсолевых карбонатных
залежей Сосновского месторождения, являются:
1. Разработка должна осуществляться в строгом
соответствии с уточненным проектом.
2. Добывающие скважины должны эксплуатироваться
в соответствии с технологическим режимом и нормами отбора.
3. На месторождениях необходимо обеспечить сбор
и полное использование попутно добываемого вместе с нефтью газа. Потери не
должны превышать норм, установленных проектом ПДВ.
4. Систематически проводить профилактический
ремонт промыслового оборудования, трубопроводов и запорной аппаратуры для
своевременного устранения утечек нефти и газа.
5. Широко использовать антикоррозийные покрытия.
Не допускать попадания в призабойную зону нагнетательных скважин
сульфатовосстанавливающих бактерий. В случае их обнаружения проводить
бактерицидную обработку закачиваемой в пласт воды.
6. Постоянно поддерживать в хорошем состоянии
обваловку вокруг добывающих скважин с целью предупреждения разлива нефти в
случаях аварий.
7. Немедленно устранять последствия аварий при
порывах нефте-, газо- и продуктопроводов, используя для этих целей гуминовые
сорбенты типа “Белнафтасорб” и биологические препараты.
8. При выборе площадок для бурения и трасс
промысловых коммуникаций наряду с капитальными вложениями учитывать ущерб,
нанесенный землепользователям.
Земельные участки, нарушенные при прокладке
коммуникаций, по окончании строительства приводить в состояние, пригодное для
использования в сельском хозяйстве по прямому назначению.
9. Соблюдать водоохранные мероприятия в
отношении рек и других водоемов народнохозяйственного значения. Сосновское
месторождение расположено в поймах рек Сведь и Жердянка - правых притоков реки
Березина, а северо-западнее скважин 13, 19 и 29 Сосновских находится
искусственное Светлогорское водохранилище, которое является зоной отдыха
горожан. Согласно “Санитарным правилам и правилам охраны поверхностных вод от
загрязнения”, утвержденным Главным санитарным врачом РБ, при разработке
месторождения должны быть выделены водоохранные зоны и прибрежные водоохранные
полосы. Ширина водоохранной зоны для данных водоемов устанавливается не менее
500 м от среднемноголетнего меженного уровня воды. Ширина прибрежной
водоохранной полосы принимается в среднем 30 м.
В пределах водоохранной зоны запрещается
размещение и строительство складов нефтепродуктов, пунктов технического
обслуживания и мойки техники и автотранспорта. На реках и ручьях, протекающих
через месторождения, должны быть сооружены нефтеловушки (пруды-отстойники) с
водопропускной трубой. Уловленную нефть с нефтеловушек необходимо собирать в
транспортные емкости и закачивать в сборные коллекторы.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Тема дипломной работы «Детализация
геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного
месторождения».
Цель дипломной работы - анализ текущего
состояния разработки и обоснование на ее основе доразведку месторождения.
В данной дипломной работе рассмотрели геологическое
строение Сосновского месторождения. Пришли к выводу, в тектоническом отношении
Сосновская площадь расположена в пределах Речицко-Вишанской ступени поднятий
Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба.
Структурно-тектоническое строение месторождения
весьма сложное, поскольку здесь присутствуют элементы как разрывной, так и
пликативной тектоники, связанные с движением блоков кристаллического фундамента
и с проявлением соляного тектогенеза.
Подсолевая структура месторождения представлена
двумя блоками: западным и восточным. Межсолевая структура Сосновского
месторождения представлена двумя блоками, которые разделены субширотным
бескорневым нарушением, имеющим амплитуду от 30 м до 90 м.
Стратиграфически промышленная нефтеносность на
Сосновском месторождении связана с подсолевыми (саргаевский, воронежский и
семилукский горизонты) и межсолевыми (елецкий горизонт) отложениями.
Во второй главе рассмотрели текущее состояние
разработки Сосновского месторождения.
По состоянию на 1.01.2012 г. залежи нефти
восточного блока саргаевского горизонта, западного блока семилукского
горизонта, западного и восточного блоков воронежского горизонта не
разрабатываются. В настоящее время в разработке находятся залежи нефти
восточного блока семилукского горизонта и 1-го и 2-го блоков елецкого
горизонта.
Залежь нефти первого блока елецкого
горизонта
Всего на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3
тыс. т нефти, что составляет 65,1% от начальных извлекаемых запасов, остаточные
извлекаемые запасы - 45,7 тыс.т, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,280 при
проектном 0,429. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда 28,4 тыс.
т.
Текущая компенсация отбора жидкости закачкой
составляет 91,8%, накопленная - 138,8% (с учетом закачки в скважину 61) и 9,9%
(без учета закачки в скважину 61). 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.
Таким образом, по состоянию на 1.01.2012 года на
блоке сложилась система разработки с поддержанием пластового давления во
внутриконтурную скважину 54, добыча осуществляется двумя добывающими скважинами
39 и 67.
Сложившуюся на 1.01.2012 года систему разработки
можно характеризовать как эффективную. При отборе из залежи 65,1% от начальных
извлекаемых запасов обводненность продукции составляет 10,2%.
Предусматривается в 2013 году бурение второго
ствола скважины 61s2, ввод в
добычу, предварительно выполнив в ней СКР. Бурение скважины 67s2
и ввод в ППД, предварительно выполнив в ней СКР.
Залежь нефти второго блока елецкого
горизонта
По состоянию на 01.01.2012 г. в залежь закачано
297,4 тыс.м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой-
68,8%, текущая - 71,2%.
Таким образом, на залежи сформирована система
разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурные нагнетательные
скважины 60, 65 добыча нефти осуществляется также двумя добывающими скважинами
- 66 и 68. По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи добыто 249 тыс. т нефти,
остаточные извлекаемые запасы - 46 тыс. т, достигнутый коэффициент
нефтеизвлечения 0,363 при проектном 0,43. От свода к крыльям залежи происходит
ухудшение коллекторских свойств, что в свою очередь отразилось на объемах
добычи нефти по скважинам.
Существующую на блоке систему разработки можно
назвать эффективной. Учитывая текущую производительность действующих добывающих
скважин достижение проектного коэффициента нефтеизвлечения на блоке реально.
Предусматривается после полного обводнения
бурение бокового ствола из скважины 66. Перед бурением скважины 66s2
намечается выполнить ШПНП в скважину 66.
Залежь нефти восточного блока
семилукского горизонта
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.
По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча
нефти из восточного блока семилукской залежи составляет 413,6 тыс. т (92,1% от
начальных извлекаемых запасов), текущий КИН 0,498 при проектном 0,54. Пластовое
давление в среднем по залежи на начало 2012 года составляет 24,3 МПа. Текущая
компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях - 19%, накопленная -
48,4%.
Существующая система разработки недостаточна
эффективна, так как выработка запасов изначально осуществлялась одной скважиной
32, пробуренной в своде залежи, затем пробурили и ввели в эксплуатацию скважины
62 и 63, расположенные на крыльях и вскрывшие кровлю залежи гипсометрически
ниже на ~60 м, что привело к преждевременному обводнению скважин 62 и 63.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ
ИСТОЧНИКОВ
Опубликованная
1. Правила
разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений Республики Беларусь.
- Гомель; 2005. - 96 с.
2. ТКП
077-2007 (09100). Регламент составления проектных технологических документов на
разработку нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Введ. с 1.09.2007 г.
-
Минск: Концерн «Белнефтехим», 2007.- 99 с.
Фондовая
3. СТП
09100.17015.042-2000. Буровые растворы. - Взамен СТП 00-91-90; Введен
01.04.2001. - Гомель: БелНИПИнефть, 2001. - 64 с.
4. СТП
09100.17015.082 - 1990. Технология вскрытия проницаемых пород с принудительной
кольматацией.- Введен 01.03.1991. - Гомель: ГО УкргипроНИИнефть, 1990. - 58 с.
- Изменение №1 к СТП 09100.17015.082 - 1990.
. СТП
09100.17015.029-1998. Технология воздействия на пласт при интенсификации
притока в карбонатных пластах. - Введен с 01.01.2000. - Гомель: БелНИПИнефть,
2000. - 77 с.
. СТП
09100.17015.035-1999. Временная инструкция по технологии интенсификации притока
нефти в пластах с терригенным коллектором. - Введен 11.12.2000. - Гомель:
БелНИПИнефть, 2000. - 45 с.
8. Составление
технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных
месторождений объединения "Белоруснефть". Проект пробной эксплуатации
Сосновского месторождения: Отчет о НИР (промежуточный) / УкрГИПРОНИИнефть;
Руководители А.К. Гончарова, Г.И. Гурьянов. - Киев, 1984. - 95 с.
9. Составление
технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных
месторождений объединения "Белоруснефть". Технологическая схема
разработки Сосновского месторождения: Отчет о НИР (заключительный) /
УкрГИПРОНИИнефть; Руководители А.Н. Березаев, Н.К. Карташ. - Киев, 1990. - 235
с.
. Составление
технологических схем, проектов разработки и пробной эксплуатации нефтяных
месторождений ПО "Белоруснефть". Этап 2. Уточнение технологических
показателей разработки месторождений, находящихся в пробной эксплуатации: Отчет
о НИР/БелНИПИнефть; Руководители А.Н. Березаев, Н.К. Карташ. - Гомель, 1991. -
91 с.
. Пересчет
запасов нефти и растворенного газа Сосновского месторождения (книга 1): Отчет о
НИР/БелНИПИнефть; Руководитель А.А. Пахольчук. - Гомель, 1997. - 245 с.
. Составление
проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений ПО
"Белоруснефть". Проект разработки Сосновского месторождения: Отчет о
НИР / БелНИПИнефть; Руководитель Н.А. Веремко. - Гомель, 1999. - 191 с.
. Составление
проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождений ПО
"Белоруснефть". Уточненный проект разработки Сосновского
месторождения (временный): Отчет о НИР / БелНИПИнефть; Руководитель Л.Г.
Мельникова - Гомель, 2008. - 284 с.
. Пересчет
запасов нефти и растворенного газа подсолевых карбонатных залежей Сосновского
месторождения: Отчет о НИР/БелНИПИнефть; Руководитель А.Л. Цукарева. - Гомель,
2005. - 232 с.
. Пересчет
запасов нефти и растворенного газа Сосновского и Пожихарского месторождений
(книга 1): Отчет о НИР/БелНИПИнефть; Руководитель А.С. Мохорев. - Гомель, 2009.
- 375 с.
16. Закон
Республики Беларусь об охране окружающей среды от 26.11.92 №1982-XII
(в ред. от 06.05.2010 №127-З)
17. Закон
Республики Беларусь «Об охране атмосферного воздуха» от 16.12.2008 №2-З
. Закон
Республики Беларусь «Об обращении с отходами» от 20.07.2007 №271-З
19. Закон
Республики Беларусь «О растительном мире» от 14.06.2003 №205-3 (в ред. от
28.12.2009 №96-З)
20. Водный
кодекс Республики Беларусь от 15 июля 1998 г. №191-З (в ред. от
04.01.2010 №109-З)
21. Кодекс
РБ о недрах от 14 июля 2008 г. №406-3 (в ред. от 04.01.2010 №109-З)
22. СТП
09100.17015.078-2006 «Технологические мероприятия по обработке отходов бурения
с целью снижения загрязнения окружающей среды при строительстве скважин на
месторождениях РУП «ПО Белоруснефть». - Взамен СТП
09100.17015.078-1989; Введен 29.12.2006. - Гомель: БелНИПИнефть, 2006. - 70 с.
. СанПиН
«Гигиенические требования к организации СЗЗ предприятий, сооружений и иных
объектов, являющихся объектами воздействия на человека и окружающую среду»
Постановление Минздрава №78 от 30.06.2009
. Правила
безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. Минск, 1994 г.
. Постановление
Минприроды №39 от 09.06.2009 «Инструкция о порядке регулирования выбросов ЗВ в
атм. воздух в период неблагоприятных метеорологических условий»
. Указ
Президента Республики Беларусь №214 от 07.05.2007 «О некоторых мерах по
совершенствованию деятельности в сфере лесного хозяйства»