Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений. Разработка межсолевой залежи, система поддержания пластового давления и ее эффективность.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
1. История разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений
1.1 История разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения
1.2 История разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения
2. Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации
2.1 Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации Давыдовского месторождения
2.2 Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации Южно-Сосновского месторождения
3. Анализ системы поддержания пластового давления и ее эффективность на межсолевых залежах Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений
3.1 Анализ системы поддержания пластового давления и ее эффективность на межсолевой залежи Давыдовского месторождения
3.2 Анализ системы поддержания пластового давления и ее эффективность на межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения
4. Текущее состояние разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений
4.1 Текущее состояние разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения
4.2 Текущее состояние разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения
5. Эффективность реализуемой системы разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского месторождений
5.1 Эффективность реализуемой системы разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения
5.2 Эффективность реализуемой системы разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения
6. Мероприятия по улучшению состояния разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений
6.1 Мероприятия по улучшению состояния разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения
6.2 Мероприятия по улучшению состояния разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения
Данная курсовая работа посвящена анализу разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений.
Объектами курсовой работы являются межсолевые залежи Давыдовского и Южно-Сосновского месторождений.
Оба месторождения расположены в Светлогорском районе Гомельской области республики Беларусь и приурочены к центральной части Речицко-Вишанской зоны поднятий Припятского прогиба. Они имеют сложное тектоническое строение. Здесь присутствуют элементы как разрывной, так и пликативной тектоники, связанные с движением блоков кристаллического фундамента и с проявлениями соляного тектогенеза.
а) анализ результатов исследований скважин и пластов;
б) определение характеристик продуктивности и режимов эксплуатации межсолевых залежей;
в) анализ системы поддержания пластового давления и ее эффективность на межсолевых залежах;
г) изучение систем разработки межсолевых залежей и выбор наиболее эффективного варианта разработки на основе сопоставления геолого-технических показателей.
Под разработкой нефтяного месторождения понимается управление процессом движения нефти и газа в пласте к эксплуатационным скважинам путем определенного порядка размещения их на площади и ввода в эксплуатацию, установления и поддержания их режима работы и регулирования баланса пластовой энергии.
Основными элементами в системе разработки каждого эксплуатационного объекта (залежи) являются схема размещения эксплуатационных скважин на площади и их количество.
Важным фактором в системе разработки каждого нефтяного месторождения является темп отбора нефти, определяемый суммарной добычей нефти из месторождения за определенный промежуток времени.
В процессе анализа разработки залежей для правильности выводов о системах разработки месторождений необходимо:
1. анализировать работу эксплуатационных скважин;
2. производить расчет баланса отбор-закачка, используя промысловые данные;
3. выбирать рациональную систему разработки;
4. выбирать местоположения новых добывающих скважин, необходимых для полной выработки извлекаемых запасов;
5. строить и анализировать графики.
1 . История разр аботки межсолевых залежей Давыдо вского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений
1.1 История разработки межсолевой залежи Давыдо вского м е сторождения
В административном отношении Давыдовское и Южно-Сосновское нефтяные месторождения расположены в Светлогорском районе Гомельской области республики Беларусь.
Давыдовское месторождение открыто в августе 1967 года трестом «Белнефтегазразведка». Месторождение приурочено к центральной части Речицко-Вишанской зоны поднятий Припятского прогиба.
На месторождении выделено шесть объектов разработки: саргаевская, семилукская, воронежская, лебедянская, елецко-задонская и петриковско-задонская залежи, но в данной работе рассматривается основная залежь - межсолевая.
Первой на месторождении открыта лебедянская залежь, стратифицированная на дату открытия как елецкая.
В сентябре 1967 поисковой скважиной №2 открыта залежь нефти в задонских отложениях.
В январе 1971 года по проекту УкрНИИПНД на Давыдовском месторождении начинается опытная эксплуатация задонской залежи.
В 1975 году месторождение вступает в промышленную разработку. В процессе разбуривания месторождения намеченной технологической схемой сеткой эксплуатационных скважин возникла необходимость корректировки проектных показателей, поскольку добывные возможности скважин не обеспечили запланированной добычи.
В 1978 году Гомельским отделом УкрГИПРОНИИнефть составлена уточненная технологическая схема разработки с измененными показателями [1].
По состоянию на 1 января 1984 года Гомельским отделом УкрГИПРОНИИнефть выполнен пересчет запасов нефти и растворенного газа по месторождению:
· геологические запасы нефти категории С1 - 11185 тыс. т;
· извлекаемые запасы нефти категории С1 - 5003 тыс. т.;
При коэффициентах нефтеизвлечения для задонских отложений 0,43.
На базе пересчитанных запасов в 1985 году составлен второй вариант уточненной технологической схемы разработки, который к 1994 году был практически реализован. Для дальнейшей эксплуатации месторождения возникла необходимость составления проекта разработки.
В 1990 году была пробурена поисковая скважина №1 Ново-Давыдовская на одноименную структуру. В ней были получены притоки нефти с пластовой водой. После уточнения структурных построений скважина оказалась в пределах Давыдовской межсолевой структуры - западный блок. До 1999 года скважина находилась в консервации. В 2000 году скважина была расконсервирована и введена в добычу. В 2009 году лабораторией подсчета запасов нефти и газа БелНИПИнефть были подсчитаны оперативные запасы по категории B+С1.
Разработка залежи нефти петриковско-задонского горизонта восточного блока северного крыла осуществлялась в соответствии с «Проектом разработки» 1995 года. Залежь нефти петриковско-задонского горизонта западного блока северного крыла разрабатывалась согласно проекту пробной эксплуатации 2006 года.
По состоянию на 1 января 1994 года были пересчитаны запасы нефти и растворенного газа Давыдовского месторождения:
* геологические запасы нефти категорий В+С1 - 7754 тыс. т;
* извлекаемые запасы нефти категорий В+С1 - 2903 тыс. т.
По состоянию на 1 января 2011 года добыча нефти по петриковско-задонской залежи составила 107,317 тыс.т [2].
1.2 История разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения
Промышленный приток нефти на Южно-Сосновском месторождении получен из межсолевых отложений в октябре 1976 года в результате бурения поисково-разведочной скважины №38.
Пробная эксплуатация начата в феврале 1977 года. С декабря 1982 года месторождение находится в промышленной разработке.
На месторождении выделен один объект разработки - залежь нефти петриковско-задонского горизонта. Разработка месторождения осуществлялась согласно “Дополнению к проекту разработки”, составленному в 2004 году. Технологические показатели разработки рассчитывались на 2005-2009 года.
По результатам бурения новых скважин и переинтерпретации материалов ГИС были изменены представления о геологическом строении межсолевой залежи и выработке ее запасов, что повлекло за собой уточнение геологической и гидродинамической моделей залежи. Также в 2010 году лабораторией оперативного мониторинга запасов «БелНИПИнефть» по состоянию изученности на 1 января 2010 года произведен оперативный пересчет запасов нефти Южно-Сосновского месторождения с использованием новых структурно-тектонических построений. В результате пересчета были подтверждены запасы, числящиеся на балансе.
В целом, по состоянию на 1 января 2011 года накопленная добыча нефти с начала эксплуатации по залежи Южно-Сосновского месторождения составила 7763.7 тыс. т., газа - 808.5 млн.м3.
По состоянию на 1 января 2011 года межсолевая залежь месторождения находится на четвертой стадии разработки, которая характеризуется постепенным падением добычи нефти с продолжающимся нарастанием обводненности продукции скважин [3].
2 . Анализ результатов исследований скважин и пластов, хара к теристики их продуктивности и режимов эксплуатации
На межсолевых залежах Давыдовского и Южно-Сосновского месторождений были проведены исследования методом установившихся и неустановившихся отборов, а также манометрические замеры, по результатам которых были определены пластовое давление, коэффициент продуктивности, коэффициенты гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности [4].
2.1 Анализ результатов исследований скважин и пластов, характеристики их продуктивности и режимов эксплуатации Давыдовск о го месторождения
ГДИ методом установившихся отборов проводились на скважине №60 Давыдовского месторождения (рисунок 2.1.1).
Рисунок 2.1.1 - Индикаторная диаграмма скважины №60 Давыдовского месторождения
Индикаторная диаграмма скважины №60 имеет линейный вид. Это говорит о том, что фильтрация жидкости идет по закону Дарси.
По результатам ГДИ методом установившихся отборов коэффициент продуктивности составляет 75,97м3/(сут*МПа), удельный коэффициент продуктивности - 2,97 м3/(сут*МПа*м).
ГДИ методом «подлива» были проведены на скважинах Давыдовского месторождения за период с 2000 по 2010 год. Результаты обработки полученных данных представлены в таблице 2.1.1.
Таблица 2.1.1 - Продуктивность по скважинам залежи петриковско-елецкого горизонта Давыдовского месторождения по результатам исследований методом «подлива»
Коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа)
Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа*м)
По данным исследований среднее значение коэффициента продуктивности составляет 6,67 м3/(сут*МПа), удельного коэффициента продуктивности - 0,560 м3/(сут*МПа*м).
Распределение удельного коэффициента продуктивности по данной залежи представлено на рисунке 2.1.2.
Результаты исследований при неустановившейся фильтрации, получен-ные путем обработки кривых восстановления давления методом касательной, методом Хорнера, представлены по скважинам №54, 60, 87, 121 в период с 1988 по 2010 год.
По состоянию на 1 января 2011 года скважина № 87 находится в нагнета-тельном фонде, скважина №54 - переведена на лебедянский горизонт.
Распределение коэффициентов представлено на рисунках 2.1.3 - 2.1.5.
Оценить распределение коэффициентов гидро-, пьезопроводности, проницаемости не представляется возможным ввиду недостаточного количества информации [4].
Рисунок 2.1.2 - Распределение удельного коэффициента продуктивности по скважинам петриковско-задонской залежи Давыдовского месторождения
Рисунок 2.1.3 - Распределение коэффициента гидропроводности по скважинам межсолевой залежи Давыдовского месторождения
Рисунок 2.1.4 - Распределение коэффициента пьезопроводности по скважинам межсолевой залежи Давыдовского месторождения
Рисунок 2.1.5 - Распределение коэффициента проницаемости по скважинам Давыдовского месторождения
На межсолевой залежи Давыдовского месторождения проводились гидродинамические исследования с замером давлений глубинными манометрами за период 2000-2010 годов. В таблице 2.1.2 представлены результаты исследования по добывающему фонду скважин.
Таблица 2.1.2 - Результаты исследования скважин залежи нефти петриковско-елецкого горизонта Давыдовского месторождения
Изменение пластового давления за период 2000-2010 годов по скважинам петриковско-елецкой залежи Давыдовского месторождения представлено на рисунке 2.1.6.
Рисунок 2.1.6 - Изменение пластового давления по скважинам межсолевой залежи Давыдовского месторождения с 2000 по 2010 год
Текущие пластовые давления по скважинам нагнетательного фонда представлены в таблице 2.1.3. По данным манометрических замеров, проведенным в 2009-2010 годах, среднее значение пластового давления по скважинам нагнетательного фонда составляет 39,7 МПа.
Таблица 2.1.3 - Текущие пластовые давления по скважинам нагнетательного фонда межсолевой залежи Давыдовского месторождения
По результатам исследований, проведенных на межсолевой залежи Давыдовского месторождения, можно сделать следующие выводы:
1. По результатам ГДИ методом «подлива» коэффициент продуктивности изменяется в пределах от 0,02 (скважина №55) до 1,77 м3/(м*сут*МПа), среднее значение составляет 0,38м3/(м*сут*МПа). Максимальный удельный коэффициент продуктивности отмечается по скважине №121, минимальный - по скважине № 55 Давыдовского месторождения.
2. По результатам ГДИ методом неустановившихся отборов среднее значение удельного коэффициента продуктивности составило 2,73м3/(м*сут*МПа), коэффициента гидропроводности - 50,88 мкм2*см/(мПа*с), коэффициента пьезопроводности - 1758,24см2/с, проницаемости - 4,76*10-2 мкм2. Гидропроводность пласта для скважины №121 равна 1.342 мкмІ*см/мПа*с, проницаемость - 0.00156 мкм2.
По значению проницаемости пласт является низкопроницаемым.
3. По скважинам добывающего фонда Давыдовского месторождения наблюдается падение пластового давления. По состоянию на 1 января 2011 года среднее пластовое давление по данной залежи составляет 15,8 МПа, что на 50% ниже начального пластового давления. По скважинам №16s2, 33, 55, 57, 62, 65, 82s2, 83, 89, 95, 104, 108, 9001 отмечается падение пластового давления, по скважинам №17, 34, 56, 68, 86, 90, 91, 99, 106 - рост пластового давления.
4. По данным манометрических замеров, проведенным в 2009-2010 годах, среднее значение пластового давления по скважинам нагнетательного фонда составляет 39,7 МПа.
Подводя итоги нужно отметить, что снижение пластового давления по данной залежи свидетельствует о недостаточной эффективности системы поддержания пластового давления.
2.2 Анализ результатов исследований скважин и пластов, хара к теристики их продуктивности и режимов эксплуатации Южно-Сосновского месторождения
ГДИ методом установившихся отборов проводились на скважинах №44, 45, 47, 53, 101, 110, 117 Южно-Сосновского месторождения.
Для скважины № 44 индикаторная диаграмма в июле 1983 года имеет нелинейный вид и выпукла к оси дебитов (рисунок 2.2.1).
Рисунок 2.2.1 - Индикаторная диаграмма скважины №44 Южно-Сосновского месторождения
Существенное отклонение ИД от прямой линии - существенное уменьшение продуктивности - происходит при депрессии, равной приблизительно 0.4 МПа, которую можно считать оптимальной для скважины № 44 на дату снятия ИД. Увеличение депрессии приблизительно от 0.4 МПа до 1.6 МПа приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению продуктивности с 219.4 до 83.5 м3/(сут МПа).
Для скважины №45 индикаторная диаграмма имеет линейный вид (рисунок 2.2.2). Это говорит о том, что фильтрация жидкости идет по закону Дарси.
Рисунок 2.2.2 - Индикаторная диаграмма скважины №45 Южно-Сосновского месторождения
Аналогичные индикаторные диаграммы наблюдаются для скважин №47, 53, 101, 110, 117 Южно-Сосновского месторождения [4].
Результаты обработки индикаторных диаграмм скважин Южно-Сосновского месторождения приведены в таблице 2.2.1.
Таблица 2.2.1 - Продуктивность по скважинам залежи петриковско-задонского горизонта Южно-Сосновского месторождения по результатам обработки индикаторных диаграмм
Коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа)
Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа*м)
По результатам ГДИ методом установившихся отборов среднее значение коэффициента продуктивности составляет 49,63 м3/(сут*МПа*м), удельного коэффициента продуктивности - 2,21 м3/(сут*МПа*м).
ГДИ методом «подлива» были проведены на скважинах Южно-Сосновского месторождения с 2000 по 2010 год. Результаты обработки полученных данных представлены в таблице 2.2.2.
Таблица 2.2.2 - Продуктивность по скважинам залежи петриковско-задонского горизонта Южно-Сосновского месторождения по результатам исследований методом «подлива»
Коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа)
Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа*м)
По результатам ГДИ методом «подлива» среднее значение коэффициента продуктивности составляет 18,25м3/(сут*МПа), удельного коэффициента продуктивности - 2,14м3/(сут*МПа*м).
Распределение удельного коэффициента продуктивности по данной залежи представлено на рисунке 2.2.3
Рисунок 2.2.3 - Распределение удельного коэффициента продуктивности по скважинам Южно-Сосновского месторождения
Результаты исследований при неустановившейся фильтрации, полученные путем обработки кривых восстановления давления методом касательной, методом Хорнера, представлены по скважинам №44, 45, 47, 53, 101, 102, 110, 117, 119 с 1978 по 1985года.
По результатам ГДИ методом неустановившихся отборов среднее значение удельного коэффициента продуктивности составило 2,02м3/(м*сут*МПа), коэффициента гидропроводности - 43,3 мкм2*см/(мПа*с), коэффициента пьезопроводности - 1341,2 см2/с, проницаемости - 0,0194 мкм2. Распределение коэффициентов представлено на рисунках 2.2.4 - 2.2.6.
Рисунок 2.2.4 - Распределение коэффициента гидропроводности по скважинам Южно-Сосновского месторождения
По данным ГДИ максимальный коэффициент гидропроводности отмечается по скважине №102, минимальный - по скважине №47.
Рисунок 2.2.5 - Распределение коэффициента пьезопроводности по скважинам Южно-Сосновского месторождения
По данным ГДИ максимальный коэффициент пьезопроводности отмечается по скважине №45, минимальный - по скважине №101.
Рисунок 2.2.6 - Распределение коэффициента проницаемости по скважинам Южно-Сосновского месторождения
По данным ГДИ максимальный коэффициент проницаемости отмечается по скважине №117, минимальный - по скважине №44.
Также на данной залежи проводились гидродинамические исследования с замером давлений глубинными манометрами за период 2000-2010 годов [4].
В таблице 2.2.3 приведены результаты исследования по добывающему и контрольному фонду скважин.
Таблица 2.2.3 - Результаты исследования скважин межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения с замером давлений глубинными манометрами
Изменение пластового давления за период с 2000 по 2010 год по скважинам петриковско-задонской залежи Южно-Сосновского месторождения представлено на рисунке 2.2.12.
Рисунок 2.2.12 - Изменение пластового давления по скважинам межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения за 2000-2010 года
Текущие пластовые давления по скважинам нагнетательного фонда представлены в таблице 2.2.4. По данным манометрических замеров, проведенным в 2009-2010 годах, среднее значение пластового давления составляет 51,23 МПа.
Таблица 2.2.4 - Текущие пластовые давления по скважинам нагнетательного фонда Южно-Сосновского месторождения
По результатам исследований, проведенных на межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения, можно сделать следующие выводы:
1. По результатам ГДИ методом «подлива» удельный коэффициент продуктивности изменяется в пределах от 0,1 до 13,12 м3/(м*сут*МПа), среднее значение составляет 2,14 м3/(м*сут*МПа). Максимальный удельный коэффициент продуктивности отмечается по скважине №133s2, минимальный - по скважинам №102, 114, 127 Южно-Сосновского месторождения.
2. По результатам ГДИ методом неустановившихся отборов среднее значение удельного коэффициента продуктивности составило 2,02 м3/(м*сут*Мпа), коэффициента гидропроводности -43,3 мкм2*см/(мПа*с), коэффициента пьезопроводности - 1341,2 см2/с, проницаемости - 0,0194 мкм2.
3. По скважинам добывающего и контрольного фонда Южно-Сосновского месторождения отмечается падение пластового давления.
По состоянию на 1 ноября 2010 года среднее пластовое давление по данной залежи составляет 28,9 МПа, что на 48 % ниже начального пластового давления. Наименьшее падение пластового давления (12,9 %) относительно начального показателя отмечается по скважине №150, наибольшее - по скважине №124s2.
4. За период 2000-2010 годов по скважинам добывающего и контрольного фонда пластовое давление снизилось на 13 %. Максимальное снижение пластового давления отмечается по скважине №140s2, по скважинам №137, 142 отмечается рост пластового давления.
5. По данным манометрических замеров среднее значение пластового давления по скважинам нагнетательного фонда составляет 51,23 МПа.
Подводя итоги нужно отметить, что снижение пластового давления по данной залежи свидетельствует о недостаточной эффективности системы поддержания пластового давления.
3 . Анализ системы поддержания пластового давления и ее э ф фективность на межсолевых залежах Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений
3.1 Анализ системы поддержания пластового давления и ее э ф фективность на межсолевой залежи Давыдовского месторождения
В январе 1971 года скважина №2 введена в эксплуатацию фонтанным способом. Начальное пластовое давление, замеренное в скважине в процессе освоения и приведённое к отметке ВНК (-2511 м), составило 31,7 МПа. Эта величина принята за начальное пластовое давление петриковско-задонской залежи.
Начальный период работы скважины №2 характеризовался снижением пластового давления, которое к июлю 1973 года составило 27,7 МПа. В дальнейшем наблюдался рост пластового давления до 31,1 МПа, что обусловлено перераспределением давления в залежи при низких отборах нефти.
В период с 1971 по 1974 год все скважины вводились с давлением ниже начального на 3-4 МПа и сопоставимым с текущим давлением в залежи (скважины №66, 63, 34). Несколько выше начальное пластовое давление отмечается для скважины №54, что указывает на ухудшение коллекторских свойств в северной зоне и затруднённую гидродинамическую связь по залежи (рисунок 3.1.1).
В период с 1975 по 1977 год пластовое давление постоянно снижалось и по состоянию на 1 декабря 1977 года составило 24,8 МПа.
В 1979 году на залежи нефти петриковско-задонского горизонта организовывается система поддержания пластового давления. Пластовое давление в залежи на дату организации системы поддержания пластового давления по отношению к начальному снизилось на 6,3 МПа и составило 25,4 МПа.
Поддержание пластового давления в приконтурной зоне, запланированное в технологической схеме, по состоянию на 1 января1995 года оказалось невыполнимо. Пластовое давление в залежи продолжало постепенно снижаться. К 1995 году пластовое давление по залежи нефти петриковско-задонского горизонта в среднем составило 19,3 МПа (рисунок 3.1.1).
В 1996 году с целью восстановления пластового давления была организована закачка во внутриконтурные скважины №59 и 63. Ввод под нагнетание данных скважин позволил увеличить объёмы нагнетаемой в залежь воды, что привело к стабилизации пластового давления в целом по залежи. Однако величина пластового давления (19,3 МПа в контуре нефтеносности) являлась недостаточной для стабильной работы насосного оборудования [5].
месторождение межсолевой нефтяной скважина
Рисунок 3.1.1 - Динамика пластового давления по скважинам межсолевой залежи Давыдовского месторождения
Низкая величина пластового давления требует увеличения закачиваемой в залежь воды. Увеличение объёмов закачиваемой воды положительно сказывается на энергетике залежи. Пластовое давление удерживается на уровне 20 МПа. Однако увеличение объёмов нагнетаемой воды приводит к росту обводненности скважин добывающего фонда и, как следствие, перевод скважин в контрольный либо бездействующий фонд.
За период с 1997 по 2000 год с целью усиления существующей системы поддержания пластового давления под нагнетание переводится скважина №100 (1998 год). Как уже отмечалось выше, пластовое давление в залежи удерживается на уровне 20 МПа, однако этого давления недостаточно для роста динамических уровней. По большинству скважин добывающего фонда продолжает наблюдаться снижение динамических уровней, что в свою очередь затрудняет работу насосного оборудования. С целью поддержания добычи нефти по скважинам добывающего фонда проводятся оптимизации насосного оборудования с доуглублением.
Существующая на данный момент система поддержания пластового давления требует усовершенствования.
По состоянию на 1 января 2001 года закачка воды в залежь осуществляется четырьмя нагнетательными скважинами №100, 63, 67 и 59. Организованная система поддержания пластового давления имеет ряд недостатков.
Условно залежь нефти разделяют на два участка: западный и восточный. Нагнетательные скважины №100 и 63 относят к западному участку, скважины №67 и 59 к восточному. По результатам исследований западный участок требует усиления системы поддержания пластового давления.
В период с 2004 по 2007 год пластовое давление в среднем по залежи продолжает удерживаться на уровне 20 МПа. Однако этого давления по-прежнему недостаточно для подъёма динамических уровней, которые остаются достаточно низкими: Ндин=400-2010 м, Нст=200-1600 м и, как следствие, глубины спусков насосов предельно допустимые.
Система поддержания пластового давления несмотря на стабильную ситуацию с отборами и постоянством пластового давления требует совершенствования и полного охвата залежи процессом вытеснения. В 2007 году для стабилизации пластового давления и увеличения охвата пластов вытеснением был увеличен фонд нагнетательных скважин.
В 2008 году существующая на залежи система поддержания пластового давления была усилена переводом под нагнетание скважины №79.
Таким образом нагнетательный фонд по состоянию на 1 января 2011 года составлял 9 скважин, из них скважины №67,87,79,63,100 и 110 расположены внутри контура нефтеносности с целью поддержания пластового давления в скважинах добывающего фонда, расположенных в сводовой части залежи. Скважины №59, 111r и 53 расположены вблизи контура нефтеносности и осуществляют закачку для поддержания пластового давления в скважинах добывающего фонда, расположенного в приконтурной зоне и на периферийных участках залежи [6].
Согласно замерам пластового давления, произведенным в скважине №121 в ноябре 2010 года, пластовое давление в пересчете на отметку ВНК составило 34 МПа. Данная величина значительно выше текущего пластового давления по залежи нефти петриковско-задонского горизонта (рисунок 3.1.1), а также превышает начальное пластовое давление в залежи (31,7 МПа). Это объясняется влиянием от закачки воды в нагнетательную скважину №53.
За последние семь лет отмечается стабилизация пластового давления в залежи на уровне 19-21 МПа. Текущее пластовое давление в контуре нефтеносности по состоянию на 1 января 2011 года составляет 21,8 МПа.
Важно отметить, что по добывающим скважинам, расположенным вблизи очагов нагнетания, значения пластового давления выше, чем в скважинах расположенных на более удаленном расстоянии от зон нагнетания Центральная часть залежи отличается более высокими пластовыми давлениями, обладает улучшенными коллекторскими и ёмкостно-фильтрационными свойствами (рисунок 5.1.1).
3.2 Анализ системы поддержания пластового давления и ее эффективность на межсолевой залежи Южно-Сосновского месторожд е ния
В начальный период разработки с 1977 по 1981 год в эксплуатацию фонтанным способом введено 11 добывающих скважин. Начальное пластовое давление в залежи, из замеренных в процессе освоения скважин №44, 45, 47 и 48 и приведенное к отметке ВНК (-3799 м), составило 55,2 МПа. Работа скважин сопровождалась интенсивным снижением пластового давления.
На рисунке 3.2.1. представлен график изменения пластового давления в залежи. Из графика видно, что поведение пластового давления по скважине №38 существенно отличается от поведения давления в остальных скважинах, находившихся в эксплуатации в этот период. Менее чем за несколько месяцев эксплуатации скважины №38 пластовое давление в ней снизилось с начального 54,2 МПа до 34 МПа.
Резкое снижение пластового давления в скважине №38 при небольших отборах может свидетельствовать об ухудшенных емкостно-фильтрационных свойствах коллекторов в зоне ее дренирования, а также о затрудненной гидродинамической связи этой зоны с остальной частью залежи. На это влияет близость расположения скважины №38 к приконтурной области залежи. Это подтверждается тем, что пластовые давления при вводе в эксплуатацию скважин №44, 47 и 48 оказались на уровне начального пластового давления в залежи (55,2 МПа) и близкими по значению, т.е. почти на 20 МПа выше, чем в скважине №38 [5].
Рисунок 3.2.1 График изменения пластового давления по скважинам Южно-Сосновского месторождения
Далее, после дострела в скважине №38 в апреле 1977 года вышележащих тремлянских и тонежских слоев задонского горизонта, а в 1983 году и дроздовских слоев елецкого горизонта пластовое давление по вышеуказанным скважинам уравнивается.
В скважинах, вновь вводимых в эксплуатацию (скважины №101, 102, 103, 53, 56 и 108), отмечено пониженное пластовое давление, близкое к текущему среднему давлению в залежи (рисунок 3.2.1), что свидетельствует о наличии хорошей гидродинамической связи в ней.
На 1 января 1982 года наблюдается снижение пластового давления с 55,2 до 31,9 МПа. Поведение пластового давления - его резкое снижение - за период пробной эксплуатации (рисунок 3.2.1), свидетельствует об отсутствии влияния законтурной области на разработку залежи.
Таким образом, результаты пробной эксплуатации месторождения показали, что залежь разрабатывалась в условиях упруго-замкнутого режима. Отмечена хорошая гидродинамическая связь между различными участками залежи.
В 1984 году, несмотря на незначительную накопленную и текущую компенсации отбора закачкой, в добывающих скважинах первого ряда, обеспечивающих 20 % годового отбора, наблюдалось повышение пластового давления,
Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Поняття злочину 4
Реферат по теме Сахарный диабет. Клиника, лабораторная и инструментальная диагностика, лечение
Методичка На Тему Управление Предприятием В Сфере Услуг
Реферат: Віддієслівні іменники української мови в когнітивно-ономасіологічному аспекті
Курсовая работа: Характеристика спутниковых сетей связи
Бурение Газовой Скважины Реферат
Реферат На Тему Диспансеризация Взрослого Населения
Определение Слова Милосердие Для Сочинения
Заявление На Написание Итогового Сочинения 2022
Реферат: Организационные правовые основы предпринимательства в РФ. Скачать бесплатно и без регистрации
Контрольная Работа По Дискретной Математике
Контрольная работа: Отраслевая и региональная структура промышленного производства. Скачать бесплатно и без регистрации
Организация Метрологической Экспертизы На Предприятии Курсовая Работа
Реферат На Тему Виды Информационно Поисковых Систем
Реферат: Human Evolution Essay Research Paper Human EvolutionArdipithecus
Курсовая работа по теме Единичное преступление. Множественность преступлений
Реферат: Двигательные системы организма. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Электронных банкаўскіх аперацый і электроннай камерцыі
Реферат: The Birthmark Essay Research Paper Nathaniel Hawthorne
Физическая Культура И Закаливание Эссе
Эпифитные лишайники и лихеносинузии как биоиндикаторы загрязнения можжевеловых лесов - Биология и естествознание курсовая работа
Аудит фінансового стану підприємств харчової промисловості - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Учет основных средств в СПК "Колхоз им. Кирова" - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа