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

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    3,21 Мб
  • Опубликовано:
    2015-01-09
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

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

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"Кубанский государственный университет"

(ФГБОУ ВПО "КубГУ")

Кафедра региональной и морской геологии

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ (ДИПЛОМНАЯ)

РАБОТА

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ НЕФТЕГОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ЕГО ПЕРСПЕКТИВЫ, СВЯЗАННЫЕ С ДОРАЗРАБОТКОЙ МАЙКОПСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

Работу выполнил Д.С. Кабисов

Факультет геологический

Специальность 020305.65 Геология и геохимия горючих ископаемых

Научный руководитель

канд. геогр. наук, доцент И.И. Твердохлебов

Нормоконтролер

канд. геогр. наук, доцент О.Л. Донцова


Краснодар 2014

Реферат

 

КАБИСОВ Д.С. (дипломная работа) Особенности геологического строения Нефтегорского месторождения и его перспективы, связанные с доразработкой майкопских отложений, ___ лист. текста, 23 рис., 15 табл., 5 источников.

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ, НЕФТЕГОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ПРОДУКТИВНЫЕ ГОРИЗОНТЫ, ПЕРСПЕКТИВЫ ДОРАЗРАБОТКИ.

Дипломная работа включает в себя введение, основную часть, состоящую из 4 глав, заключение, список используемых источников.

В дипломной работе рассмотрена история изученности, дана характеристика геологического, тектонического строения, нефтегазоносность месторождения по горизонтам. Проводится анализ состояния разработки месторождения, рассматриваются перспективы, связанные с доразработкой Нефтегорского месторождения.

Составил Кабисов Д.С.

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении

1.1 Физико-географический очерк

1.2 История изученности

1.2.1 Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение

1.2.2 Отбор и исследования керна

1.2.3 Геофизические исследования скважин в процессе бурения

2. Геологическое строение Нефтегорского месторождения

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

2.1.1 Меловая система (К)

2.1.2 Палеогеновая система (Р)

2.1.3 Неогеновая система (N)

2.2 Тектоническая характеристика района

2.3 Нефтегазоносность месторождения

2.3.1 VII горизонт

2.3.2 VI горизонт

2.3.3 IV горизонт

2.3.4 III горизонт

2.4 Свойства, состав и гидрогеологические особенности пластовых флюидов

3. Особенности разработки Нефтегорского месторождения

3.1 Состояние разработки месторождения

3.2 Характеристика текущего состояния разработки VI горизонта

3.3 Характеристика текущего состояния разработки IV горизонта

3.4 Характеристика текущего состояния разработки VII горизонта

3.5 Программа доразведки и исследовательских работ

3.5.1 Лабораторные исследования керна

3.5.2 Исследования глубинных проб пластовой нефти

3.5.3 Промыслово-геофизические и гидродинамические исследования пластов и скважин

3.6 Характеристика энергетического состояния объектов разработки Нефтегорского месторождения

4. Охрана окружающей среды

Заключение

Список использованных источников

Введение

Нефть и газ, а также продукты их переработки по-прежнему являются главными источниками энергии в мире. Без них невозможно представить многие составляющие нашей жизни, не случайно именно их наличие либо отсутствие напрямую указывает об экономической состоятельности того или иного государства. В то же время нефть и газ являются исчерпаемыми полезными ископаемыми, поэтому в наше время остро стоит вопрос об открытии новых и доразработке и доразведке уже открытых, но истощающихся месторождений углеводородов.

Нефтегорское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части южного борта Западно-Кубанского прогиба, на территории Краснодарского края. Данное месторождение разрабатывается с 1923 и уже в значительной степени выработано, что делает его отличным объектом для доразработки в наиболее перспективных с генерационной точки зрения майкопских отложениях. Именно поэтому считаю вопрос о доразработке Нефтегорского месторождения в майкопских отложениях актуальным.

Основной целью проделанной работы является максимально возможное выяснение перспектив доразработки Нефтегорского месторождения в майкопских отложениях. Главные задачи дипломной работы: собрание и обобщение материалов по геологическому и тектоническому строению Нефтегорского месторождения; анализ фактических материалов эксплуатационного бурения; обоснование действующей системы разработки и возможность применения других систем для повышения отдачи нефти из майкопских отложений.

Методологически работа базируется на анализе собранных материалов исследований и методе сопоставлений с работами, проводимыми на подобных месторождениях, со схожими режимами разработок.

бурение нефть майкопское отложение

1. Общие сведения о месторождении


Нефтегорское месторождение открыто в 1923 году. Промышленная нефтеносность приурочена к отложениям нижнего и среднего майкопа. К среднему майкопу относятся нефтяные залежи III и IV продуктивных горизонтов, к нижнему - VI и VII продуктивных горизонтов. В промышленную эксплуатацию введено в 1928 году.

Лицензия КРД № 03230 НЭ от 16.11.2006 г. выдана ОАО "НК "Роснефть" на добычу нефти на Нефтегорском месторождении сроком до 31.12.2024 г.

1.1 Физико-географический очерк


Нефтегорское месторождение - это одно из месторождений Хадыженской группы, состоящей из 17 подобных ему месторождений (Хопры, Нефтянское, Восковая гора, Хадыженское и др.), цепочкой простирающихся на 70 км в северо-западном направлении до железнодорожной линии Краснодар-Туапсе. В 15 км и 24 км к западу от Нефтегорского месторождения располагаются Южно-Хадыженское газоконденсатное и Куринское газонефтяное месторождения. Залежи углеводородов месторождений Хадыженской группы содержатся в песчано-алевролитовых пластах I-VII горизонтов отложений майкопской серии [1].

Нефтегорское нефтяное месторождение расположено на территории Апшеронского района Краснодарского края в 115 км к юго-востоку от г. Краснодара и в 45 км к юго-западу от г. Майкопа. В 5 км северо-северо-восточнее этого месторождения находится районный центр г. Апшеронск, в 3 км юго-восточнее - г. Нефтегорск, а в 20 км западнее - г. Хадыженск со станцией железнодорожной линии Армавир-Туапсе (рисунок 1.1).

Через район Нефтегорского месторождения проложены нефтепроводы на Майкоп и Краснодар, асфальтированные шоссе, связывающие Нефтегорск с Апшеронском, Майкопом и Краснодаром. Связь между близлежащими пунктами, месторождениями и участками рассматриваемого месторождения осуществляется по грунтовым, промысловым дорогам.

Энергоснабжение района и месторождения обеспечивается имеющимися ЛЭП. Из строительных материалов в районе имеются глины, гравий.

Рельеф изучаемой территории представляет типичное предгорье северного склона Кавказского хребта, характеризующееся средними отметками от плюс 160 м до плюс 280 м. Отдельные её участки возвышаются над уровнем моря на 309-399 м. Они, как правило, расчленены системой ручьев и балок.

Для рассматриваемой местности характерно широкое развитие гидрографической сети. Самыми крупными реками здесь являются на западе р. Пшиш, на востоке р. Пшеха, которые текут на север с Кавказского хребта и впадают в Краснодарское водохранилище. Водотоки рек используются для питьевого и технического водоснабжения.

Климат района умеренно теплый: лето жаркое, сухое (температура от плюс 18оС до плюс 35оС, в среднем 20-25оС), осень и зима тёплые (температура от плюс 15оС до минус 10оС) с периодическими дождями. Зимой иногда бывают морозы до минус 25оС. Продолжительность зимнего периода 81 сут. Среднегодовая температура плюс 11оС. Среднегодовое количество осадков составляет 800-1200 мм. Максимальное промерзание грунта - 0,3 м. Толщина снежного покрова в январе до 30 см. Преобладающее направление ветра северо-восточное, наибольшая скорость его 35 м/сек.

Возвышенности и долины в районе покрыты лесом, в котором преобладают дуб, ясень, граб, дикорастущие фруктовые деревья. В лесах водятся лисы, зайцы, белки, волки, кабаны.

В экономике района основную роль занимают сельское хозяйство, животноводство, лесоразработки, нефтедобывающая промышленность.

Рисунок 1.1 Обзорная схема района расположения Нефтегорского месторождения [2]

1.2 История изученности

1.2.1 Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение

Впервые сведения о нефтегазоносности изучаемого района были получены еще в XIX веке в результате добычи нефти из неглубоких колодцев, вырытых в полосе выходов майкопских глин и песков на дневную поверхность близ пос. Нефтегорск и ст. Нефтяная. Начало развития здесь нефтяной промышленности датируется 1906 г., когда заложенные частными предпринимателями первые скважины с глубины 40-60 м дали фонтаны легкой нефти с дебитом 15-16 т/сут.

Внимание нефтяных компаний к Нефтяно-Ширванской площади было привлечено полученным здесь в 1909 г. нефтяным фонтаном из майкопских отложений в результате бурения мелких скважин. Большое значение в изучении геологии Апшеронско-Хадыженского района имели геолого-съемочные работы, проводимые Геологическим комитетом России в 1906-1915 г. г. под руководством К.И. Богдановича, материалы которых явились основой для последующих детальных работ. Исследованиями геологии и нефтегазоносности этой площади в 1909-1911 г. г. занимался И.М. Губкин, который впервые осуществил литолого-стратиграфическое расчленение толщи майкопских образований и получил ценные результаты по изучению строения нефтяных залежей в ней [2].

Уже в советское время с 1923 г. по 1931 г. на участке Центральное поле проводится разведочное бурение. Начиная с 1930 г. значительные работы (бурение, сейсморазведка) по изучению рассматриваемой нефтеносной площади проводились геологическими партиями НГРИ (ныне ВНИГРИ), трестом "Кубчернефть". В 1931 г. на Соколовой горе были заложены 4 разведочные скважины, которые вскрыли VI продуктивный горизонт нефтяной залежи майкопа. В 1933 г. велась разведка на Павловой горе (где пробуренная скважина № 0469 была ликвидирована в связи с отсутствием притока из VI горизонта) и на соседствующей с запада Нефтянской площади (сведений о пробуренной здесь скважине № 054 нет). С 1930-х годов по рассматриваемому району и Нефтегорскому месторождению был выполнен большой объем работ по детальному расчленению майкопской толщи, по геологическому, тектоническому строению, петрофизическому изучению пород-коллекторов. Работы проводились исследователями Коротковым С.Т., Аладатовым Г.М., Гарбузовой А.Г., Гросгеймом В.А., Зернышко Т.А., Фроловым А.Г., Котельниковым В.М., Мушенко С.П., Величко А.В., Кравчук М.С. и др., Симоновым М.Е. и др. [2].

В советское время, эксплуатация залежи VI продуктивного горизонта единичной скважиной №1/19 началась в 1923 г. на участке Центральное поле в пределах Нефтегорского месторождения, в 1930 г. залежь введена в промышленную разработку. В 1931 г. начал разрабатываться VI горизонт участка Соколова гора, в 1935 г. - залежь IV продуктивного горизонта, в 1936 г. - VI продуктивный горизонт участка Павловой горы.

Разработка месторождений и разведочные работы на исследуемой территории прерывались в годы ВОВ (1941-1944 г. г.), промыслы были разрушены, значительный объем информации по геологии и разработке был утерян или уничтожен. Работы здесь возобновились в 1943-44 г. г. с разработки продуктивных горизонтов VI, IV Нефтегорского месторождения. С 1950 г. начал разрабатываться VII горизонт участка Павловой горы и с 1954 г. VII горизонт участка Центральное поле.

Вследствие отрицательных результатов опробования, вплоть до 1995 года, III продуктивный горизонт в пределах Нефтегорского месторождения считался водонасыщенным. Пересмотром геологических материалов Хадыженской НГПД в 1995-1996 гг. оценка его положительно изменилась. Залежи нефти III горизонта введены в промышленную разработку в 1996 г.

К концу 60-х годов рассматриваемая территория была полностью покрыта геологической съемкой М 1: 25000 и частично М 1: 10000. В 1950-66 г. г. здесь проводилось структурно-поисковое бурение (объединение "Краснодарнефтегаз”), был детально расчленен мезо-кайнозойский комплекс отложений. Глубокие скважины бурились главным образом за пределами Нефтегорского месторождения, отложения мела и юры непосредственно в его контурах ими почти не освещались.

С 1969 г. в пределах Нефтегорского месторождения и обширной территории за его пределами проводятся сейсмические исследования МОВ и РНП, в результате которых были закартированы сейсмические отражающие горизонты эоценовых, меловых отложений и эрозионной поверхности верхнеюрской карбонатной толщи. На ближайших площадях по этим горизонтам были подготовлены к бурению Самурская, Нефтянская и другие структуры. С 1979 г. здесь стали проводиться сейсморазведочные работы МОГГ с целью изучения карбонатных верхнеюрских массивов, строения меловых и палеоценовых отложений. В 1983 г. в отложениях средней юры было выявлено (Хадыженская с/п 6/83) Западно-Нефтегорское осложнение, а в 1987 г. в отложениях J3 в районе Нефтегорска в выделенной зоне тектонических нарушений намечены тектонически - экранированные структуры.

Первый зарегистрированный подсчет запасов нефти и газа по Нефтегорскому месторождению был произведен в 1947 г. Запасы подсчитывались объемным и статистическим методами. В ГКЗ (протокол утерян) были утверждены запасы, подсчитанные статистически. Утвержденные ГКЗ начальные извлекаемые запасы нефти месторождения составили на участке Центральное поле (VI горизонт) 5857 тыс. т по категории А, на участке Соколова гора (VI горизонт) 1090 тыс. т по категории А и 108 тыс. т по категории В, на участке Павлова гора 47 тыс. т по категории А в VI горизонте и 75 тыс. т категории С1 в IV горизонте, на участке IV Компрессорной (IV горизонт) 98 тыс. т по категории А и 25 тыс. т по категории В. Суммарное количество начальных извлекаемых запасов по этим участкам (современное Нефтегорское месторождение) равно 7300 тыс. т по категории А+В+С1.

К 1959 г. на территории, включающей участки Центральное поле (с IV Компрессорной), Соколова гора и Павлова гора, учтенный объем пробуренных разведочных скважин составлял более 134. По всем пробуренным скважинам, Краснодарским филиалом "ВНИИнефть" в 1959 - 1960 г. г., был проведен пересчет геологических и извлекаемых запасов нефти (результаты которого на ГКЗ не представлялись и не утверждались). Объем добытой нефти уже к 01.01.1959 г. превосходил запасы, утвержденные ГКЗ в 1947 г. [2].

Нефтегорское месторождение находится на поздней стадии разработки. Количество учтенных пробуренных скважин на месторождении составляет порядка 520. Разрабатываются залежи нефти приуроченные к III, IV, VI и VII продуктивным горизонтам. На 01.01.2009 г. на Госбалансе по Нефтегорскому месторождению по категории А+С1 числятся 18675 тыс. т начальных геологических и 9563 тыс. т извлекаемых запасов нефти.

Месторождение открыто в 1923 г., введено в разработку в 1930 г. По официальным источникам, на месторождении пробурено свыше 1000 скважин. Во время Великой Отечественной Bойны многие скважины были ликвидированы по спецмероприятиям и документация утеряна. Фактический материал, в разной степени представительный по качеству и объему информации, сохранился по 597 скважинам, в т. ч. по 196 поисково-разведочным скважинам.

Общий метраж поисково-разведочного бурения составил - 302268 м.

По состоянию на 01.01.2011 г. действующий добывающий фонд составляет 19 скважин. В бездействии находятся 4 скважины, наблюдательных 69 скважин, ликвидированных - 229 скважин, ожидающих ликвидации - 48 скважин. Нагнетательный фонд составляет 20 скважин, из них 2 действующие, 8 находятся в бездействии, две ликвидированы.

В таблице 1.1 представлен фонд скважин, пробуренных на Нефтегорском месторождении.

Таблица 1.1 - Характеристика фонда скважин Нефтегорского месторождения


1.2.2 Отбор и исследования керна

С отбором керна из продуктивных горизонтов майкопской свиты Нефтегорского месторождения пробурено 24 скважины. Причем, преимущественно керн отобран из основного горизонта - VI.

Следует отметить, что бурение на месторождении проводилось до 2007 г. (в этом году пробурена одна скважина), однако, более 90% скважин пробурено до 1960 г.

Соответственно, отбор керна и его исследования, отборы проб нефти и газа, комплекс промыслово-геофизических исследований проводились в объеме и качестве того периода времени. Керн отобран по 24 скважинам, проходка с отбором керна составляет 165 м. Количество образцов керна, исследованных на пористость из нефтенасыщенной части - 52, на проницаемость - 26.

Следует отметить неравномерную охарактеризованность по определению параметров ФЕС коллекторов по горизонтам майкопской свиты Нефтегорского месторождения. Преимущественно керновым материалом охарактеризован продуктивный горизонт - VI.

Результаты анализов образцов керна, отобранных с продуктивных горизонтов, приведены в таблице 1.2

Таблица 1.2 - Стандартные исследования керна из разведочных скважин



Горизонт VI

Физические свойства пород горизонта VI изучены по 19 скважинам. Данные о выносе керна отсутствуют. Всего имеется 42 определения пористости и 22 определения проницаемости.

Отбор керна и лабораторный анализ образцов был выполнен в 1946-1958 гг. После 1958 г. керн не отбирался. Расположение скважин, в которых анализировались образцы, равномерно и охватывает всю площадь месторождения.

В принятом "Подсчете запасов…" не учитывались образцы керна по скважинам, в которых отсутствовал каротаж, при проницаемости образца менее 1 мД, а также в случаях попадания интервалов отбора керна в неколлектора по ГИС.

Средние значения проницаемости по учтенным образцам в пропластках-коллекторах изменяются от 0,0086 мкм2 до 2,48 мкм2, среднее значение проницаемости составляет 0,67 мкм2 [3].

Пористость коллекторов горизонта VI изучена на 24 образцах. Среднее значение пористости по учтенным образцам в пропластках-коллекторах по скважинам изменяются от 15 до 32 %. Среднее значение пористости составляет 25 %.

Горизонт IV

Физические свойства пород горизонта IV изучены по 5 скважинам. Всего имеется 9 определения пористости и 4 определения проницаемости.

Средние значения проницаемости по учтенным образцам изменяются от 0,0001 мкм2 до 0,53 мкм2, среднее значение проницаемости составляет 0,14 мкм2. Пористость коллекторов горизонта IV изучена на 6 образцах. Среднее значение пористости по скважинам изменяются от 14 до 31 %. Среднее значение пористости для пропластков составляет 20 %.

Горизонт VII

Из отложений VII горизонта керн отбирался в скважине 782, пористость, определённая на единичном образце, составила 34,5%, проницаемость - 155 мД. Скважина 782 расположена в центральной части месторождения, на участке "Центральное поле". Отложения VII горизонта на участке "Павлова гора" анализами керна не охарактеризованы.

По Нефтегорскому месторождению отмечается неравномерная охарактеризованность и низкая освещенность керновым материалом продуктивных отложений майкопской свиты. В достаточной мере охарактеризован лишь VI горизонт. Сведения об отборе керна по III горизонту отсутствуют. Вследствие чего, по горизонтам петрофизические зависимости для интерпретации материалов ГИС получены не были.

Глубинные пробы нефти не отбирались. Специальные исследования керна не проводились, по месторождению отсутствуют связи Рп=f (Kn) и Рн=f (Kв).

1.2.3 Геофизические исследования скважин в процессе бурения

Геофизические исследования в скважинах Нефтегорского месторождения проведены отечественным комплексом методов. Комплекс содержит минимальный набор методов, частично обеспечивающих решение геолого-промысловых задач. В комплекс этих работ входят:

стандартный каротаж в масштабе 1: 500, включающий записи потенциал - зондом (ПЗ) В2,5А0,25М, градиент - зондом (ГЗ) М2,5А0,25В, кривая самопроизвольной поляризации (ПС);

боковое каротажное зондирование (БКЗ) следующим комплектом зондов: М0,3А0,1В или М0,25А0,02В; М0,6А0,1В или М0,6А0,05В (или М0,5А0,05В); М1,0А0,1В или М1,25А0,1В; М2,5А0,25В; М4,0А0,25В; М6,0А0,25В; М8,0А0,25В.

Детально имеющийся комплекс ГИС по скважинам приведен на рисунке 1.2

Рисунок 1.2 Изученность разреза различными методами ГИС

Стандартный каротаж в скважинах, пробуренных в довоенный период, выполнен зондами B55A5M, M55A5B или B35A5M, M35A5B.

Промыслово-геофизические исследования скважин выполнялись трестом "МайНефть", трестом "КраснодарНефтегеофизика", трестом "АпшеронНефть", объединением "КраснодарНефть" и трестом "ХадыженНефть" в период с 1931 г. по конец 90-х и начало 2000-х годов. На сегодняшний момент сохранился каротажный материал по 278 скважинам. Весь материал ГИС был представлен на бумажных носителях.

2. Геологическое строение Нефтегорского месторождения


2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика


Рисунок 2.1 Сводный стратиграфический разрез майкопских отложений [2]

Наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением, в рассматриваемом районе являются образования нижнего мела, с которых и начинается описание разреза.

2.1.1 Меловая система (К)

Образования этой системы выделяются в составе нижнего и верхнего отделов. Нижний отдел (K1) составляют отложения готеривского, барремского, аптского, альбского ярусов.

Готеривский ярус (К1g) представлен темно-серыми песчанистыми слюдистыми известковистыми глинами вскрытой толщиной 150 м.

Барремский ярус (К1b) сложен плотными преимущественно неизвестковистыми сидеритовыми глинами и неяснослоистыми песчанистыми аргиллитами с неровным изломом. Толщина барремских отложений может достигать 1170 м.

Отложения аптского яруса (К1a) выражаются темно-серыми песчанистыми слюдистыми известковистыми и неизвестковистыми глинами, включающими отдельные пачки и пласты (10-12 м) светло-темно-серых слюдистых глауконитовых, кварцевых песков и крепких песчаников. Толщина аптского яруса достигает 730 м.

Альбский ярус (К1al) представлен темно-серыми плотными слюдистыми известковистыми глинами со слойками песка. Толщина отложений альба 130 м.

Верхний отдел (K2), отложения которого с трансгрессивным несогласием залегают на нижнемеловых образованиях, сложен светло-серыми (местами с зеленоватым оттенком) плотными известняками с фукоидами и фораминиферами. Толщина 30 м.

 

.1.2 Палеогеновая система (Р)

Образования этой системы, с большим трансгрессивным несогласием залегающие на отложениях мела, выделяются здесь в составе всех трех отделов.

Нижний отдел (палеоцен) - Р1, отложения которого залегают на размытой поверхности верхнемеловых пород, а на отдельных участках (район скв.780) отсутствуют, представлен серовато-зелеными крупнооскольчатыми плотными мергелями с тонкими прослоями известковистых алевролитов, зеленовато-темно-серыми неизвестковистыми алевролитами и глинами с включениями (до 7-8 см в поперечнике) светлых плотных известковистых глин и обломков других пород различной степени окатанности, конгломератами, состоящими из валунов и гальки разного размера с различными степенью окатанности и петрофизическим составом. В низах разреза встречаются валуны голубоватого известковистого песчанистого мергеля или известковистых песчаников мелового возраста.

Средний отдел (эоцен) - Р2, в районе представлен 860-метровой толщей так называемых фораминиферовых слоев, в которой выделяются зыбзинская, кутаисская, калужская, хадыженская, кумская и белоглинская свиты.

Зыбзинская свита представлена ровно-косослоистыми, иногда плойчатыми плотными песчаниками и алевролитами, чередующими с зеленовато-голубоватыми плотными слабоизвестковистыми глинами. В районе скв.620 описываемую свиту слагают ярко-зеленые известковистые глины с тонкими (2-3 см) прослойками алевролитов и неровными поверхностями напластований, с встречающейся фауной. Толщина этой свиты в разрезе скв.620 составляет 32 м.

Кутаисская свита внизу представлена пачкой зеленых и красных (с неравномерно распределенной пятнистой окраской) известковистых глин с тонкими прослоями алевролитов и пластами мелких конгломератов, состоящих из окатанной гальки диаметром 2-3 см, вверху - зелеными мягкими известковистыми глинами с тонкими прослойками алевритов. В глинах отмечаются 20-сантиметровый слой белого кила и два горизонта включений белых известняков до 0,7 м в поперечнике. Толщина свиты до 130 м.

Калужская свита сложена однообразной толщей оливково-зеленых и грязно-зеленых известковистых глин с примесью алевролитового материала, в нижней части которой наблюдаются конкреции мергелей. Толщина свиты до 146 м.

Хадыженская свита представлена толщей однообразных светло-зеленых слабопятнистых мягких мергелей средней плотности. В верхах ее появляются прослои мелового восковидного кила с чешуйками биотита, отмечается шестиметровая пачка белых, зеленоватых слоистых известняков.

Кумская свита сложена коричневыми слоистыми тонкополосчатыми битуминозными мергелями, иногда содержащими значительные скопления рыбьих остатков. В низах свиты встречаются прослои темно-серых, почти черных горючих сланцев толщиной до 5 см, в верхах - прослои черных глин толщиной до 1,5 м. Толщина свиты составляет порядка 65 м.

Белоглинская свита представлена белыми с голубоватым оттенком мергелями. Иногда среди плотных мергелей встречаются тонкие проницаемые прослои. Толщина белоглинской свиты достигает 120 м.

Верхний отдел (олигоцен) - Р3, отложения которого на рассматриваемой территории имеют широкое распространение, представлен нижней и средней частями майкопской серии. Образования нижнего майкопа (хадумские слои) залегают на эоценовых отложениях несогласно. По литологическому составу и фауне нижнемайкопские образования подразделяются здесь на три горизонта (пшехский, полбинский и Морозкиной балки), представленные темно-серыми тонкослоистыми известковистыми глинами с частыми прослоями мелко-среднезернистых песков и песчаников, в нижней части песчано-глинистых отложений залегает прослой конгломератов (частично крупноглыбовых).

Уникальной особенностью разреза майкопской толщи Нефтяно-Ширванского района является присутствие в них отложений, представляющих образования речной фации, выраженные линзовидными песками и глинами, заполняющими долину древней реки, русло которой было "вымыто" в толще фораминиферовых слоев во время перерыва между эоценом и олигоценом. Вне зоны развития "рукавообразных" речных отложений на том же стратиграфическом уровне залегают морские глинистые и песчано-глинистые отложения нижней части майкопа (рис.1.3.).

В верхней части нижнего майкопа залегает мощный (до 50 м) пласт конгломератов, состоящий из обломков и глыб фораминиферовых и меловых известняков и мергелей, сцементированных известковистыми глинами. Этот пласт в пределах рассматриваемой площади распространен повсеместно, хорошо выдержан по простиранию. В разных частях изучаемой площади встречаются незакономерно появляющиеся отдельные быстро выклинивающиеся маломощные песчаные прослои.

Общая толщина отложений нижнего майкопа достигает 130-150 м.

Средняя часть майкопской серии представлена темно-серыми неслоистыми глинами с конкрециями сидеритов, включениями пирита и прослоями песков толщиной от нескольких миллиметров до нескольких метров. Отложения среднего майкопа обладают исключительной изменчивостью, невыдержанностью по площади. На коротких расстояниях значительные по толщине песчаные прослои замещаются глинами. В глинах и песках залегают довольно мощные прослои конгломератов из фораминиферовых и меловых пород, распространены так называемые "меловые утесы", образованные оползневыми глыбами.

Для среднемайкопских отложений характерно локальное распространение спонголитовых образований значительных размеров, в образовании которых основную роль играли кремнёвые спикулы губок.

Общая толщина среднемайкопских отложений на рассматриваемой территории достигает 450-500 м, увеличиваясь на север в сторону погружения.

2.1.3 Неогеновая система (N)

Представлена отложениями миоцена - нижнего отдела этой системы, толщиной до 970 м. Нижний отдел (миоцен) - N1 на описываемой территории выделяется в составе нижнего и среднего подотделов.

Нижний миоцен сложен мощной толщей темно-серых неизвестковистых слюдистых глин с гнездами пирита и сидерита верхней части майкопской серии. При выветривании верхнемайкопские глины распадаются на мелкие сланцевые листочки ("листоватые глины"). В отличие от нижележащих подразделений майкопа рассматриваемые напластования литологически более выдержаны как по простиранию, так и по падению пород. Для верхнемайкопских отложений характерно наличие рыбьих остатков и отпечатков мелких паукообразных крабов. Толщина нижнемиоценовых образований достигает здесь 180 м.

Средний миоцен составляют отложения тарханского, чокракского, караганского, конкского и сарматского ярусов. Тарханские глины литологически сходны с чокракскими.

Чокракский ярус представлен светло-серыми слоистыми песчанистыми известковистыми глинами с прослойками мергелей и алевритовыми прослоями. Суммарная толщина карбонатизированных пластов варьирует от 1,5 м до 19 м с увеличением карбонатного материала с востока на запад. Общая толщина чокракских напластований от 190 м до 250 м.

Караганские отложения выражены серыми, иногда коричнево-серыми известковистыми глинами с прослоями доломитизированных мергелей. Отмечается тенденция к увеличению карбонатного материала в северо-западном направлении. Суммарная толщина карбонатных прослоев от 4 до 17 м. Общая толщина региояруса изменяется от 195 м до 310 м. Наибольшие ее значения приурочены к северной части площади. В районе скв.482, 494, 521, 134, 058 караганские отложения выходят на дневную поверхность.

Конкский региоярус представлен пачкой глин и мергелей толщиной 20-30 м. На преобладающей части рассматриваемой площади его отложения отсутствуют, и на караганские образования ложатся сарматские породы. Постепенное срезание конкских отложений к югу свидетельствует о трансгрессии моря.

Сарматские отложения сложены темно-серыми песчано-слюдистыми известковистыми глинами с прослоями плотных доломитизированных мергелей. Толщина сарматских отложений достигает 200 м.

Общая толщина среднего миоцена до 790 м.

2.2 Тектоническая характеристика района


В тектоническом отношении Нефтегорское месторождение располагается в юго-восточной части южного борта Западно-Кубанского прогиба, представляющего на рассматриваемой территории пологую моноклиналь северо-западного простирания (рисунок 1.4).

Месторождение характеризуется спокойным моноклинальным строением. Простирание моноклинали (по майкопскому реперу) имеет направление с юго-востока на северо-запад с падением пород на север под углом ~ 100.

По результатам проведенных ранее исследований и выполненных геологических построений установлено, что по поверхности фораминиферовых слоев вырисовывается зона прогибания, характеризующаяся наибольшими мощностями отложений майкопа. На фоне общего прогиба, где значения их достигают 850-890 м, выделяются локальные области максимального накопления осадков майкопа. Одна такая область протягивается на северо-запад через площадь Хопры, участки Соколова гора, Центральное поле, северную часть Восковой горы. Именно к ней в рассматриваемом районе и приурочена полоса песчаных отложений майкопа.

Вторая аналогичная область повышенных толщин майкопских отложений намечается к северо-востоку за пределами рассматриваемого месторождения. Это говорит о том, что в миоцене указанная территория испытывала интенсивное погружение.

В залегании меловых отложений, слагающих рассматриваемую территорию, отмечается ряд несогласий, вызванных трансгрессиями и перерывами в осадконакоплении, явившимися следствием вертикальных колебательных движений дна морского бассейна в период накопления комплекса осадков [3].

Рисунок 2.2 Обзорная тектоническая схема района.

Нефтегорское месторождение [2]

2.3 Нефтегазоносность месторождения


Нефтегорское нефтяное месторождение находится в юго-восточной части южного борта Западно-Кубанского прогиба, представляющего пологую моноклиналь северо-западного простирания, сложенную мощной толщей палеоген-неогеновых образований.

Месторождение многопластовое и содержит залежи нефти, приуроченные к ловушкам литологического типа, в которых можно выделить залежи, относящиеся к группам литологически экранированных и литологически ограниченных. Промышленное скопление нефти в рассматриваемом районе связаны с коллекторами майкопской серии, приуроченными к ее среднему и нижнему подразделениям. К среднему Майкопу относятся III и IV, к нижнему - VI, VII продуктивные горизонты.

По степени сложности геологического строения относится ко II группе (сложного строения).

Всего на месторождении выявлено 14 залежей нефти (таблица 2.1): девять - в III горизонте, одна - в IV, одна в VI и три в VII. Породы коллекторы представлены терригенными отложениями, сложенными разнозернистыми кварцевыми слабо цементированными песками и песчаниками. Залежи приурочены к ловушкам литологического типа, в которых выделены литологически экранированные (залежи III и IV горизонтов) и литологически ограниченные (залежи VI и VII горизонтов). Размеры залежей от 0,2x0,2 до 7,3х1,8 км. Наглядно схема расположения и перекрытия горизонтов в плане представлена на рисунке 2.3

Рисунок 2.3 Схема расположения продуктивных горизонтов.

Нефтегорское месторождение [3]

Ниже приводится описание условий залегания продуктивных пластов Нефтегорского месторождения (таблица 2.2). Характеристики толщин и параметров неоднородности по продуктивным горизонтам представлены в таблице 2.3

 

Таблица 2.3 - Характеристика толщин и параметров неоднородности продуктивных горизонтов Нефтегорского месторождения

2.3.1 VII горизонт

Самым нижним горизонтом майкопской серии является VII продуктивный горизонт. Песчаные отложения VII продуктивного горизонта в пределах Нефтегорского месторождения были опробованы в 36 скважинах. Опробованием песчаных линз этого горизонта установлены три залежи. Две залежи находятся в районе участка Центральное поле, и представляют собой обособленные линзы, границы одной из которых в достаточной степени условно выделены вокруг скважины 761 и третья залежь приурочена к участку Павлова гора.

Определение эффективных толщин по VII горизонту производилось, в основном, по кривым ПС и градиент-зонду М2,5А0,25В. При наличии более полного комплекса использовались другие имеющиеся данные (МКЗ, КВ, ННК).

Участок Центральное поле

Залежи, приуроченные к участку Центральное поле, представляют собой обособленные линзы. Основная залежь VII горизонта участка Центральное поле литологически ограничена, вытянута с юго-востока на северо-запад; размеры залежи 2Ч0,6 км. Границы второй залежи (линзы) в достаточной степени условно выделены вокруг скв.761, размеры линзы 0,7Ч0,3 км. Продуктивные пласты залегают в интервале абсолютных отметок от - 500 до - 820 м. Этаж нефтеносности - 320 м. (Рис 2.4.).

Рисунок 2.4 Карта эффективных нефтенасыщенных толщин. Горизонт VII. Р-н Центральное поле [3]

Участок Павлова гора

Залежь, приуроченная к участку Павлова гора, также вытянута в направлении юго-восток - северо-запад. Слои VII горизонта залегают на 7-10-метровом слое глин нижнего майкопа; подстилающими образованиями продуктивных песчаных линз этой залежи являются отложения белоглинской свиты эоцена.

Граница залежи на юге, западе и востоке определяется линией выклинивания коллекторов, на севере - водонефтяным контактом (ВНК), положение которого принято на абсолютной отметке - 228 м, что соответствует середине расстояния между кровлей водонасыщенного коллектора в скв.765 и подошвой нефтенасыщенного в скв.659. Размеры залежи при принятых границах составляют 2,1Ч1,2 км.

Продуктивные пласты залегают в интервале абс. отметок от плюс 80 до минус 220 м, этаж нефтеносности 300 м.

Общая толщина пласта на участке Павлова гора изменяется от 3 до 18 м, эффективная нефтенасыщенная - от 1,2 до 6,7 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по залежи равна 2,7 м. Средний коэффициент песчанистости равен 0,5, расчлененности - 1,9 [2].

2.3.2 VI горизонт

VI продуктивный горизонт приурочен к отложениям нижнего майкопа. Залежь VI горизонта является самой значимой по размерам и запасам на Нефтегорском месторождении.

Начало разведки VI горизонта относится к 1923 г., когда была пробурена первооткрывательница продуктивности горизонта - скважина 1/19. Промышленная нефтеносность горизонта установлена в результате опробования 246 скважин.

Залежь имеет форму обширного залива и относится к типу литологически ограниченных.

Оконтуривается на востоке и юго-востоке линией выклинивания, на некоторых участках линией замещения коллекторов, на северо-западе линией выклинивания коллекторов, с севера - положением начального контура нефтеносности. Продуктивные пласты залегают в интервале абс. отметок от - 60 до - 960 м. Этаж нефтеносности - 900 м.

Общая толщина пласта изменяется от 3,6 до 75 м, эффективная нефтенасыщенная - от 1,2 до 36,7 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 36,7 м вскрыта скважиной 700.

Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи равна 10,7 м. Размеры залежи 5,9х3,7. Средний коэффициент песчанистости продуктивного горизонта равен 0,4, расчлененности - 5,1.

Рисунок 2.5 Карта эффективных нефтенасыщенных толщин. VI горизонт [3]

Фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов ухудшаются от центральной к бортовым частям залежи. Расчлененность разреза увеличивается в том же направлении.

В разрезе VI горизонта выделены две продуктивные пачки.

Первая пачка расположена в верхней части горизонта и может насчитывать до трех гидродинамически связанных пластов, которые в свою очередь разделяются на пропластки.

Вторая пачка распространена на юге центральной, восточной и юго-восточной частях залежи и отделена от первой пачки глинами толщиной от 1 до 10 м.

2.3.3 IV горизонт

В IV горизонте промышленная нефтеносность установлена в полосе нефтенасыщенных песчаников и песков, которая протягивается в северо-западном направлении на Нефтянский участок и Восковую гору. Песчаные коллекторы IV продуктивного горизонта на Нефтегорском месторождении опробованы в 69 скважинах. Выделение коллекторов производилось по качественным характеристикам. Эффективная толщина определялась на основе анализа кривых электрометрии.

В разрезе IV горизонта выделены три продуктивные пачки: нижняя, средняя и верхняя, в которых по площади было прослежено изменение характера насыщения коллекторов.

Верхняя пачка имеет сравнительно небольшую площадь распространения, занимая участки Соколовой горы, Хопров и протягиваясь к югу от них. Наряду с проницаемыми песчаными водонасыщенными пластами верхней пачки развиты отдельные тонкие сильно глинистые песчаные прослои, содержащие нефть. Водонасыщенная толщина по верхней пачке IV горизонта изменяется от 0,8 до 24,9 м. Вследствие небольшой толщины порядка 0,2-0,4 м, ухудшения коллекторских свойств и чередования их с водонасыщенными пластами вряд ли они могут иметь практическое значение.

Средняя пачка на Нефтегорском месторождении имеет наиболее широкое распространение, где коллекторы развиты в пределах песчаной полосы, протягивающейся вдоль западной границы выклинивания на участках Павлова гора, Центральное поле и IV компрессорная. Песчаные пласты становятся более тонкими, количество глин в песках увеличивается, а проницаемость ухудшается. Именно с этими коллекторами средней части и связана основная нефтеносность IV горизонта.

Нижняя пачка на рассматриваемом месторождении в основном развита на участках IVкомпрессорной, частично на Центральном поле, Соколовой и Павловой горах. Представлена она мощными песчаными пластами до 10-20 м, хорошо проницаемыми и практически везде водонасыщенными. Водонасыщенная толщина по верхней пачке IV горизонта изменяется от 1,0 до 22,9 м.

Схема распространения нижней и верхней водонасыщенных пачек IV горизонта представлена на рисунке 2.6

Рисунок 2.6 Схема распространения водонасыщенных пачек (1 и 3).IV горизонта [3]

Нефтяная залежь IV горизонта протягивается с юго-востока на северо-запад, имеет неправильную форму и на северо-западе соединяется узким перешейком с полосой нефтенасыщенных песков и песчаников на участках Восковая гора и Нефтянский. Залежь литологически экранированная по восстанию пластов, оконтуривается с севера, востока, юга и юго-запада линией выклинивания коллекторов. Водонефтяной контакт в пределах Нефтегорского месторождения, не установлен. Залежь залегает в интервале абс. отметок от +140 до - 820 м. Этаж нефтеносности - 960 м.

Общая толщина пласта изменяется от 2,1 до 46,9 м, эффективная - от 0,7 до 10,4 м., Максимальная нефтенасыщенная толщина 10,4 м вскрыта скважиной №682. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи - 2,6 м. Размеры залежи 7,3 х 1,8 км. Средний коэффициент песчанистости равен 0,3, расчлененности - 6.

2.3.4 III горизонт

В разрезе III горизонта выделены три нефтенасыщенные пачки 2, 3 и 4. Пачка 1 на Нефтегорском месторождении водонасыщена. Во 2 пачке выделены четыре залежи нефти, в 3 пачке - три залежи нефти, в 4 пачке - две залежи нефти. Основанием для выделения залежей нефти в 4 пачке послужили результаты работы добывающих скважин, результаты интерпретации ГИС и корреляция геофизического материала.

2.4 Свойства, состав и гидрогеологические особенности пластовых флюидов


Результаты исследований состава и свойств пластовых флюидов за период с начала разработки месторождения в 1923 г. до 1941 г. не сохранились в связи с военным временем. Известно, что эксплуатация скважин в начальный период их работы осуществлялась с максимальными дебитами (скважины работали без штуцеров), что приводило к интенсивному снижению давления в районе скважин, разгазированию нефти в пласте, росту газового фактора до величин свыше 10 тыс. м3/т. Впоследствии газовый фактор снижался, о его замерах сведений не сохранилось. Также не имеется сведений о замерах пластовых давлений и температур в начальный период. Глубинные пробы нефти не отбирались. Поверхностные пробы нефти начали отбираться и анализироваться начиная с 1938 г. Пробы газа для анализа начали отбирать в 1956 г.

Ввиду отсутствия глубинных проб физические свойства пластовой нефти определялись графоаналитическим способом.

Для расчетов физических свойств пластовой нефти были использованы эмпирические корреляционные зависимости между плотностью нефти в стандартных условиях, относительной плотностью растворенного газа, пластовым давлением и пластовой температурой.

Расчетам предшествовала выборка анализов проб растворенного газа и нефти в стандартных условиях. При выборе анализов учитывались год отбора пробы, и только те образцы, где скважины пробурены в не дренируемых частях залежи (т.е. учитывались скважины, которые первыми вскрыли тот или иной участок залежи). Причем для более адекватной характеристики изменения свойств нефти применялся принцип равномерности распределения учтенных проб нефти по площади залежи, т.е. в расчеты принимались пробы, отобранные в скважинах, пробуренных в бортовых, приконтурных (где они имеются) и центральных частях.

Кроме того, залежи нефти IV и VI продуктивных горизонтов, имеющие значительное площадное распространение и этажи нефтеносности 960 м и 900 м соответственно, делились на три участка по высоте этажа нефтеносности с кратным значением в 320 м (залежь нефти IV продуктивного горизонта) и в 300 м (залежь нефти VI продуктивного горизонта).

Начальное пластовое давление и пластовая температура рассчитывались на среднюю глубину залегания залежей, а для залежей нефти IV и VI продуктивных горизонтов привязывались к серединам этажей нефтеносности участков. Из-за отсутствия данных о замере начальных пластовых давлений на месторождении градиент пластового давления при расчетах принимался равным гидростатическому. Также принималось, что давление насыщения равно пластовому давлению, т.е. весь газ растворен в нефти. Физико-химические свойства и состав пластовой и разгазированной нефти залежей Нефтегорского месторождения приведены в таблице 2.4

Таблица 2.4 Физико-химические свойства и состав пластовой и разгазированной нефти


В пределах месторождения пластовые воды продуктивных майкопских горизонтов разнообразны по химическому составу, что связано с различной степенью их метаморфизма. Величина общей минерализации определяется тремя факторами: удалением от области питания; степенью глинизации коллектора; конфигурацией выклинивания пластов и пачек.

Гидрохимическая зональность повторяется в общих чертах во всех горизонтах майкопа. В системе размещения природных вод выделены следующие гидрогеохимические зоны:

.        Зона гидрокарбонатно-кальциевых вод, характеризуется наличием пресных вод (минерализация не превышает 24 мг/экв). Воды этого типа характерны для зоны активного водообмена с поверхностью.

2.      Зона гидрокарбонатно-натриевых вод, почти по всем горизонтам прослеживается далеко на северо-запад и связана с зоной относительно затрудненного водообмена.

.        Зона хлоридно-гидрокарбонатно-натриевых вод. В группе этих вод ион натрия значительно преобладает над ионом хлора, воды по химическому составу приближаются к водам, характерным для застойного режима.

.        Зона хлормагниевых вод, прослеживается не по всем горизонтам, а только там, где "заливы" имеют довольно резкую конфигурацию. Воды характерны для застойного режима.

.        Плотность пластовой воды горизонта VI, найденная как среднее значение по результатам исследований 12 скважин до 1948 г. (года начала закачки воды в пласт), составляет 1,010 т/м3.

Характеристика минерализации пластовых вод в ионно-эквивалентной форме дана в таблице 2.5

Таблица 2.5 - Содержание ионов в пластовой воде Нефтегорского месторождения

Сред. содержание, мг-экв/л

Горизонт

I

II

III

IV

V+VI

VII

Cl-

85,69

45

109,9

116, 19

62,27

127,86

SO4-

-

0,1

0,58

2,53

0,39

0,57

HCO3-

108,43

54,5

61,16

80,84

105,77

61,94

Ca++

3,25

1,14

5,64

1,8

1,56

3,03

Mg++

5, 19

0,68

1,83

1,61

0,92

2,22

Na+++K+

185,7

97,68

164,11

168,55

169,28

195,03



3. Особенности разработки Нефтегорского месторождения


3.1 Состояние разработки месторождения


С момента открытия залежей нефти в 1923 году по настоящее время, с целью проектирования разработки Нефтегорского месторождения создано и утверждено два технологических документа:

1. В 1999 г. ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз" был составлен первый проектный документ "Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ОАО "Роснефть - Краснодарнефтегаз" и ООО "Югнефтегаз" на период действия лицензионных соглашений", выполненный и защищенный в ЦКР Роснедра в 1999 году (протокол № 2414 от 15.09.1999 г.).

Данным проектным документом обосновывались уровни добычи, и объемы эксплуатационного бурения на период действия лицензионного соглашения в целом по Нефтегорскому месторождению без деления на объекты эксплуатации.

Основные проектные решения предусматривали бурение 16 новых добывающих скважин в период с 1999-2002 гг.

. В 2007 г. ООО "НК "Роснефть"-НТЦ" выполнен "Авторский надзор за выполнением действующего проектного документа на разработку Нефтегорского месторождения" на период 2008-2010 гг. (протокол № 4183 от 21.12.2007 г.).

Основные решения действующего проектного документа:

·        Выделение пяти объектов эксплуатации (III mkp, IV mkp, VI mkp, VII mkp Центральное поле, VII mkp Павлова гора).

·        Система разработки - избирательная не равномерная, залежи разрабатываются на упругом режиме;

·        Проектный фонд скважин:

o   III mkp - 23 добывающих;

o   IV mkp - 12 добывающих;

o   VI mkp - 24 добывающих, 5 - бездействующих;

o   VII mkp Центральное поле - 2 добывающих;

o   VII mkp Павлова гора - 7 добывающих;

o   Всего по месторождению - 73 добывающих скважины.

·        Программа геолого-технологических мероприятий:

o   ГРП - 2 операции;

o   Вывод из бездействия - 15 операций;

o   Переводы - 7 операций;

o   ОПЗ - 25 операций.

·        Проектные уровни:

Добычи нефти, тыс. т.5,8 7,8 11,9

Добычи жидкости, тыс. т.62,8 63,1 65,8

·        Утвержденный КИН - 0,512 доли ед.

В 2010 году утвержден в ГКЗ Роснедра "Подсчет запасов нефти, растворенного газа и ТЭО КИН Нефтегорского месторождения" (протокол № 2238 от 13.09.2010 г.) на основании которого послужило создание нового проектного документа.

Добыча нефти и жидкости, закачка воды

Добыча нефти на месторождении осуществляется с 1928 года. Основным объектом разработки, определяющий добычу нефти на месторождении, является VI горизонт. В связи с падением добычи нефти и с целью восстановления энергетики в 1947 г. на VI горизонте начата закачка газа, а в 1948 г. - воды.

По состоянию на 01.01.2011 г. из продуктивных горизонтов Нефтегорского месторождения отобрано 9443 тыс. т нефти (на долю VI горизонта приходится 8 898 тыс. т или 94%), 18993 тыс. т жидкости. Накопленная закачка воды составила 5871 тыс. м3, газа - 18904 млн. м3.

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

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

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

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

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

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

Таблица 3.1 - Показатели выработки Нефтегорского месторождения

Показатели

В целом по месторождению

Балансовые запасы нефти, тыс. т

25 085

Извлекаемые запасы нефти, тыс. т

12 160

Конечный КИН

0,485

Текущая добыча нефти, тыс. т/год

4,2

Накопленная добыча нефти, тыс. т

9 443

Текущий КИН, доли ед.

0,376

Отбор от НИЗ, %

77,7

Текущая добыча жидкости, тыс. т/год

89,7

Накопленная добыча жидкости, тыс. т

18 993

Текущая обводненность, %

95,3

Фонд действ. добывающих скважин

19

Фонд действ. нагнетательных скважин

2

Текущая закачка воды, тыс. м3/год

105,7

Накопленная закачка воды, тыс. м3

5 871


3.2 Характеристика текущего состояния разработки VI горизонта


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 3.5 Карта текущего состояния на 01.01.2011 г. VI горизонт

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

Таблица 3.2-Характеристика фонда скважин VI горизонта


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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 3.7 Оценка извлекаемых запасов. VI горизонт.

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

3.3 Характеристика текущего состояния разработки IV горизонта


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

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

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

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

Рисунок 3.8 Динамика дебитов нефти и жидкости. IV горизонт

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

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

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

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

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


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

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

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

Рисунок 3.11 Плотность подвижных запасов на 01.01.2011 г. IV горизонт

3.4 Характеристика текущего состояния разработки VII горизонта


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

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

Центральное поле

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

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

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

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

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

Павлова гора

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

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

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

Рисунок 3.13 Карта накопленных отборов по состоянию на 01.01.2011 г.

горизонт. Павлова гора

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

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

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


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

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

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

 

.5 Программа доразведки и исследовательских работ


На месторождении предусмотрено проведение исследовательских работ, контроль за разработкой.

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

·        Уточнение структуры текущих запасов

·        Изучение последствий снижения пластового давления

·        Уточнение геолого-петрофизической модели

·        Мероприятия по контролю за разработкой

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

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

3.5.1 Лабораторные исследования керна

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

Таблица 3.5 - Лабораторные исследования образцов керна

Вид исследований

Количество исследований, ед.

Сроки выполнения, годы

Примечание

Исполнитель

Отбор керна из 10 скважин месторождения

Сплошной отбор керна

2014 - 2016

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

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

Стандартный анализ керна. Определение ФЕС

30

2014 - 2016

На новом керне с различных пластов.

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

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

20

2014 - 2016

На новом керне с различных пластов.

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

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

9 - 10

2014 - 2016

На новом керне с различных пластов.

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

Гранулометрический анализ

10

2014 - 2016

На новом керне с различных пластов.

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

Таблица 3.6 - Комплекс петрофизических исследований на керне продуктивных отложений

Наименование

Метод

Объем исследований

1. Стандартный комплекс исследований (после разгерметизации)

1.1

Открытая пористость (Кпо)

Керосинонасыщение (по методу Преображенского), водонасыщение

Исследуется 100 % образцов, кроме рыхлых

1.2

Абсолютная газопроницаемость (Кпра)


Исследуются все образцы цилиндрической формы

1.3

Остаточная водонасыщенность (Квоц) (косвенный метод)

Центрифуга

По всем образцам с Кпр > 0.5 мД

1.4

Остаточная водонасыщенность (Квоз) (прямой метод по Заксу)

Аппараты Закса

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

1.5

Объемная плотность (σп)

Парафинированием

По всем образцам, где определен Кпо

1.6

Минералогическая плотность и общая пористость (σм и Кп)

Пикнометрическим методом

Исследуется 100 % образцов

1.7

Карбонатность (Со)

Газоволюметрическим методом

Исследуется 100 % образцов

1.8

Удельное электрическое сопротивление (УЭС)

Естественное насыщение. Моделирование текущей водонасыщенности методами капиллярной вытяжки и центрифугирования

По всем образцам, где определен Кво

1.9

Описание шлифов

Шлифы

2-3 образца на один метр проходки

1.10

Гранулометрический и минералогический анализы

Порошки


1.11

Рентгеноструктурный анализ

Порошки


1.12

Химический анализ по основным породообразующим элементам

Порошки


1.13

Спектральный количественный анализ содержания элементов

Порошки


1.14

Определение доли включений, пористости и УЭС в трех направлениях

Кубики


1.15

Определение водородного индекса глинистого материала и породообразующих обломков

Порошки


2. Специальные исследования керна

2.1

Отжим поровой воды и ее анализ

Аппарат "Реликт", вытеснение маслом

Каждый 20-й образец

2.2

Фазовая проницаемость

ОСТ 39-235-89 "Нефть. Метод ОФП…"

10 образцов с различными коллекторскими свойствами

2.3

Остаточная нефтенасыщенность (прямой метод)



2.4

Коэффициент вытеснения

Установка УИПК или аналог

10 образцов с различными коллекторскими свойствами

2.5

Минерализация поровых вод на основе химического анализа вытяжек

Способ двойных вытяжек


2.6

Капиллярометрия

Метод полупроницаемой мембраны

Статистически обоснованная выборка

2.7

Естественная электрохимическая активность

Цилиндры

Объемы определяются целенаправленно к ПЗ

2.8

Определение сжимаемости породы


5 образцов

2.9

Гамма-спектрометрический анализ

Порошки

Объемы определяются целенаправленно к ПЗ

3.5.2 Исследования глубинных проб пластовой нефти

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

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

Таблица 3.7 - Исследования глубинных проб нефти

п/п

Вид исследований

Количество исследований, ед.

Сроки выполнения, годы

Примечание

Исполнитель

1

Отбор глубинных проб нефти из новых скважин

2-3

2014 - 2017

Скв. №№ 904, 914 из каждого продуктивного горизонта

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

2

Стандартный анализ глубинных проб нефти из новых скважин

2-3

2014 - 2017

Равномерно по площади залежи из каждого продуктивного горизонта

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

3

Отбор проб пластовой воды

2

2014 - 2017


ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

 

.5.3 Промыслово-геофизические и гидродинамические исследования пластов и скважин

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

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

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

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

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

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

Таблица 3.8 - Программа промыслово-геофизических и гидродинамических исследований

п/п

Вид исслеваний

Количество исследований, ед.

Сроки выполнения, годы

Примечание

Исполнитель

1

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


С 2012 г.

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

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

2

Замеры пластового давления и пластовой температуры

Действующий фонд скважин Периодичность 3-6 мес.

С 2011 г. - срок эксплуатации скважины

Добывающие и нагнетательные скважины

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

3

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

Действующий фонд скважин Периодичность 6-12 мес.

С 2011 г. - срок эксплуатации скважины

По нагнетательным и коэффициент приемистости

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

4

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

Скважины, в которых проведено мероприятие

С 2011 г.

Нагнетательные и добывающие скважины

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

5

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

3 - 4 замера в месяц на 1 скважину

С 2011 г.

Добывающие и нагнетательные скважины

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

6

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

2 - 3 исследования на 1 скв. в год.

Регулярно с 2011 г.

Нагнетательные скважины

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

7

Снятие профилей притока при различных режимах работы скважины

3 - 5 скважин в год

С 2011 г. Периодичность 1-2 года

Добывающие скважины

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

8

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

По каждому мероприятию

С 2011 г.

Добывающие и нагнетательные скважины

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

9

Анализ результатов применения ОПЗ и других методов воздействия

При получении результатов

С 2011 г.

Добывающие и нагнетательные скважины

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

10

Оценка характеристики насыщения

При обводнении скважины

-

Добывающие

ООО "РН-Краснодарнефтегаз"


Рисунок 3.15 Планируемые исследовательские работы

3.6 Характеристика энергетического состояния объектов разработки Нефтегорского месторождения


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

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

Пачка/Залежь

Участок расчета

Этаж нефтеносности, абс. отм., м

Средняя глубина залегания, м

Температура,єС

Рпл., Мпа









от

до




1

 

2

3

4

5

6

III горизонт

Пачка 2

 

 

 

 

 

 

залежь 1

 

-590

 - 658

892

37

8,9

залежь 2

 

-380

 - 538

701

29

7,0

залежь 3

 

-655

-677

928

39

9,3

залежь 4

 

-568

-591

841

35

8,4

среднее

35

8,4

Пачка 3

 

 

 

 

 

залежь 1

 

-620

-700

935

39

9,4

залежь 2

 

-611

-653

895

38

8,9

залежь 3

 

-440

-564

694

29

6,9

среднее

35

8,4

Пачка 4

 

 

 

 

 

 

залежь 1

 

-440

-654

742

31

7,4

залежь 2

 

-280

-380

638

29

6,4

среднее

30

6,9

средн. по горизонту

34

8,1

IV горизонт

Залежь IV гор.

1

+140

-180

338

14

3,4

 

2

-180

-500

648

28

6,5

 

3

-500

-820

927

39

9,3

средн. по горизонту

27

6,4

VI горизонт

Залежь VI гор.

1

-60

-360

556

24

5,6

 

2

-360

-660

843

35

8,4

 

3

-660

-960

1118

47

11,2

средн. по горизонту

35

8,4

VII горизонт

ЗалежьVII гор.

Центр. поле

-500

-820

960

40

9,6

 

р-н скв.762

-358

 

644

27

6,4

 

Павлова гора

+80

-220

409

17

4,1

средн. по горизонту

28

6,7


4. Охрана окружающей среды


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

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

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

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

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

использование малотоксичных буровых растворов, не содержащих нефти;

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

использование превенторного оборудования для предотвращения выбросов в ходе бурения.

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

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

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

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

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

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

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

г) утилизацией попутного газа;

д) оперативной ликвидацией аварийных разливов нефти;

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

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

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

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

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

наблюдательные контрольные скважины;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение


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

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

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

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

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

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

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

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

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

Список использованных источников


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

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

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

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

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

Похожие работы на - Особенности геологического строения Нефтегорского месторождения и его перспективы, связанные с доразработкой майкопских отложений

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!