Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения

Геологическая характеристика Сосновского месторождения, тектоника и нефтегазоносность. Анализ структуры фонда скважин, технологические показатели разработки и эксплуатации; пластовое давление в зонах отбора и закачки; выработка запасов нефти из пластов.


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.


Министерство образования республики Беларусь
Гомельский государственный университет имени Франциска Скорины
Институт повышения квалификации и переподготовки кадров
Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения
1. Геологическая характеристика Сосновского месторождения
1.1 Стратиграфическая и литологическая характеристика
1.3 Гидрогеологическая характеристика Сосновского месторождения
2. Анализ текущего состояния разработки Сосновского месторождения
2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации, технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки
2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов
2.3 Анализ эффективности реализуемой системы разработки
3. Охрана окружающей среды при разработке Сосновского месторождения
Тема дипломной работы «Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения».
Цель дипломной работы - анализ текущего состояния разработки и обоснование на ее основе доразведку месторождения.
- изучение геологического строения месторождения, его особенностей;
- изучение текущего состояния разработки;
- изучение мер по охране окружающей среды и недр.
В административном отношении Сосновское месторождение расположено в Светлогорском районе Гомельской области Республики Беларусь.
Ближайшими промышленными центрами, расположенными вблизи месторождения, являются города Светлогорск (в 16 км на север), Калинковичи (в 42 км на юго-запад) и Речица (в 42 км на юго-восток) с железнодорожными узловыми станциями и речным портом в городе Речица.
Ближайшие нефтяные месторождения, находящиеся в эксплуатации: на западе - Давыдовское в 4 км, на востоке - Осташковичское в 1 км, на юге - Славаньское в 1 км.
Дорожная сеть представлена преимущественно грунтовыми дорогами, труднопроходимыми транспортом в осенне-весенний период. Ближайшие шоссейные дороги: Мозырь-Бобруйск, проходящая западнее месторождения (на расстоянии 4 км), и Речица-Светлогорск, проходящая севернее территории Сосновского месторождения (на расстоянии 12 км). В 5 км от месторождения проходит железная дорога Калинковичи - Жлобин. Ближайшая железнодорожная станция - Останковичи, расположенная в 7 км от скважины №13 Сосновской.
В орографическом отношении Сосновское месторождение приурочено к северо-восточной части Припятского Полесья, представляющего собой заболоченную, залесенную равнину, значительная часть которой засажена хвойными и лиственными лесами. Абсолютные отметки поверхности земли над уровнем моря колеблются в пределах от +136 м до +144 м.
Гидрографическая сеть представлена реками Ведрич и Сведь, ближайшая судоходная река - Березина. Непосредственно на территории имеется ряд небольших озёр, сеть мелиоративных каналов и небольших водоемов, которые мелеют и пересыхают в летний период. Вблизи месторождения расположено Светлогорское водохранилище.
Климат района умеренно-континентальный, влажный. Средняя температура января составляет -6,6С, июня +18С. Среднегодовая температура воздуха +7С. Среднегодовое количество осадков находится в пределах 550-650 мм. Глубина промерзания грунта - 0,8-0,9 м. Господствующие направления ветров в холодный период года - западные и северо-западные; летом - чаще юго-восточные. Ветры, в основном, несильные и редко достигают скорости 10-15 м/с.
В экономическом отношении район преимущественно сельскохозяйственный. Развито земледелие и животноводство. Промышленность развита в ближайших городах, где имеются предприятия пищевой, машиностроительной, деревообрабатывающей, строительной и химической промышленности. Из полезных ископаемых местного значения в районе работ имеются строительные пески, торф.
В 31 км на юго-восток от месторождения проходит нефтепровод «Дружба». Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе через установку подготовки нефти в Речице, где доводится до товарной кондиции, и сдаётся в нефтепровод «Дружба». По нефтепроводу снабжается сырьём крупнейший в Республике Беларусь Мозырский нефтеперерабатывающий завод. Попутный газ поступает на Белорусский ГПЗ в г. Речица.
Стратиграфически промышленная нефтеносность на Сосновском месторождении связана с подсолевыми (саргаевский, воронежский и семилукский горизонты) и межсолевыми (елецкий горизонт) карбонатными отложениями.
Сосновское нефтяное месторождение открыто трестом «Белнефтегазразведка» в мае 1973 г. скважиной 13, пробуренной в пределах западного блока подсолевой структуры. Промышленные притоки нефти были получены из воронежских и семилукских отложений.
Первооткрывательницей подсолевых залежей нефти на восточном блоке явилась скважина 32, пробуренная в 1975 году, в которой промышленные притоки нефти получены из воронежских, семилукских и саргаевских отложений дебитами 15-581 м 3 /сут при испытании в открытом стволе и 120-355 м 3 /сут на 10 мм штуцере при опробовании в колонне.
В декабре 1975 года скважиной 36 открыта елецкая залежь: получены промышленные притоки нефти дебитами 14-103 м 3 /сут при испытании в открытом стволе и дебитом 210 м 3 /сут на 10 мм штуцере при опробовании в эксплуатационной колонне
Пробная эксплуатация месторождения начата в декабре 1973 г. вводом в эксплуатацию поисковой скв. 13.
На Сосновском месторождении всего 7 залежей: 2 межсолевых и 5 подсолевых. В плане межсолевые и подсолевые залежи не совпадают.
По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча нефти с начала эксплуатации составила:
- елецко-задонский горизонт, всего - 327 тыс. т (1-й блок - 83 тыс. т, 2-й блок - 244 тыс. т);
- воронежский горизонт, всего - 115 тыс.т. (зап. блок - 33 тыс. т, вост. блок - 82 тыс. т);
- семилукский горизонт, всего - 434 тыс.т (зап. блок - 22 тыс. т вост. блок - 412 тыс.т).
1 . ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СОСНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Стратиграфическая и литологическая характеристика
В геологическом строении Сосновского месторождения, как и всего Припятского прогиба, принимают участие породы кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста и осадочного чехла, представленные верхнепротерозойскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями.
Кристаллический фундамент (AR-PR 1 ) частично вскрыт четырьмя скважинами №№20, 23, 25, 32 и сложен гранитами тёмно-серыми с красноватым оттенком, трещенноватыми, а также гранито-гнейсами серыми, тёмно-серыми, крупнокристаллическими. Вскрытая толщина пород фундамента изменяется от 9.5 м в скв. №20 Сосновской до 24.5 м в скв. №32 Сосновской.
Верхний протерозой (PR2) представлен переслаиванием пестроцветных песчаников и алевролитов с прослоями глин. Толщина его 141,5 м в скв. №32 Сосновской.
Витебско-пярнусский, наровский и старооскольский горизонты (D 2 vtb+pr, D 2 nr и D 2 st) сложены чередованием песчаников, алевролитов с прослоями глин, аргиллитов, иногда мергелей, доломитов и ангидритов. Толщины их составляют соответственно 18 м, 58,5 м и 134,5 м в скв. №32 Сосновской.
Ланский горизонт (D 3 ln) представлен песчаниками, алевролитами и глинами. Толщина горизонта изменяется от 14 м в скв. №16 Сосновской до 55 м в скв. №18 Сосновской.
Подсолевой карбонатный комплекс сложен отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и кустовницких слоёв евлановского горизонтов.
Саргаевский горизонт (D3sr) представлен, в основном, доломитами тёмно-серыми с коричневым оттенком, кавернозными, трещиноватыми, с признаками нефтегазоносности. В нижней части разреза преобладают глинистые доломиты. Встречаются редкие прослои известняка, ангидрита. Толщина горизонта колеблется в пределах от 36 м в скв. №16 Сосновской до 47 м в скв. №29 Сосновской.
Семилукский горизонт (D3sm) представлен доломитами мелко-среднезернистыми, реже крупнозернистыми, неравномерно кавернозными, трещиноватыми. Более крупные каверны заполнены ангидритом, кальцитом, некоторые - со слабыми выпотами нефти. Толщина горизонта изменяется от 13 м в скв. №51 Сосновской до 39 м в скв. №21 Сосновской.
Речицкий горизонт (D3rch) сложен глинами и мергелями. Толщина его изменяется от 2.5 м в скв. №29 Сосновской до 11.5 м в скв. №26 Сосновской.
Воронежский горизонт (D3vr) сложен доломитами мелко-среднезернистыми, трещиноватыми, кавернозными с прослоями известняков неравномерно глинистых, иногда сильно доломитизированных. Толщина горизонта изменяется от 42 в скв. №51 Сосновской до 61 м в скв. №№24 и 63 Сосновских.
Кустовницкие слои евлановского горизонта D 3 ev(kst) представлены чередующимися известняками, доломитами, ангидритами и мергелями. Толщина слоёв изменяется от 14 м в скв. №31 Сосновской до 44 м в скв. №57 Сосновской. Отложения являются «переходной» пачкой между подсолевым и нижнесоленосным комплексами.
Нижнесоленосный комплекс евлано (анисимовские слои) - ливенского возраста (D3ev(an)-D3lv) представлен каменной солью с прослоями глин, мергелей, глинистых известняков, доломитов и ангидритов. Толщина отложений изменяется от 218.5 м в скв. №19 Сосновской до 356 м в скв. №21 Сосновской.
Межсолевой комплекс включает отложения домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов.
Домановичские отложения (D3dm) представлены мергелями, глинами с прослоями известняков и ангидритов. Толщина отложений изменяется в пределах от 5.5 м в скв. №16 Сосновской до 27 м в скв. №17 Сосновской.
Разрез задонского горизонта (D3zd) представлен чередованием известняков, доломитов и их глинистых и сульфатизированных разностей. Толщина горизонта изменяется в широких пределах от 38.5 м в скв. №72 Сосновской до 193 м в скв. №15 Сосновской.
Литологический состав елецкого горизонта (D3el) в составе туровских и дроздовских слоев, в основном, представлен известняками, реже доломитами. Толщина горизонта изменяется от 76 м в скв. №61 Сосновской до 185 м в скв. №57 Сосновской.
Петриковский горизонт (D3ptr) сложен мергелями, известняками, доломитами и их глинистыми разностями. Толщина горизонта изменяется в широких пределах от 11 м в скв. №65 Сосновской до 34 м в скв. №30 Сосновской.
Верхний соленосный комплекс делится на галитовую и глинисто-галитовую подтолщи. Галитовая подтолща, включающая отложения лебедянского горизонта (D3lb) и найдовских слоев оресского горизонта D3or(nd), сложена каменными солями и несолевыми прослоями. В пределах месторождения отложения подтолщи подвержены интенсивному соляному тектогенезу. Толщина подтолщи колеблется в пределах от 72 м в скв. №24 Сосновской до 1953 м в скв. №55 Сосновской.
Глинисто-галитовая подтолща представлена чередованием каменных солей и несолевых пород (глин, мергелей, ангидритов, известняков глинистых). Толщина подтолщи изменяется от 405 м в скв. №16 Сосновской до 2254 м в скв. №18 Сосновской.
Надсолевая толща сложена верхнедевонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями. Представлена толща терригенно-карбонатными породами: известковистыми глинами с прослоями и линзами песчаников, алевролитов и известняков, кварцево-глауконитовыми песками и кварцево-полевошпатовыми песками, мергельно-меловыми породами и обуглившимися растительными остатками. Мощность толщи - до 1720.5 м (скв. №27).
В тектоническом отношении Сосновская площадь расположена в пределах Речицко-Вишанской ступени поднятий Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба.
Структурно-тектоническое строение месторождения весьма сложное, поскольку здесь присутствуют элементы как разрывной, так и пликативной тектоники, связанные с движением блоков кристаллического фундамента и с проявлением соляного тектогенеза.
Подсолевая структура месторождения представлена двумя блоками: западным и восточным. Залегание подсолевых пород в западном блоке - моноклинальное, направление падения пород - северо-восточное, под углом 6?. В восточном блоке направление падения пород изменяется от северо-западного до северо-восточного под углом 6?-8?.
Западный блок с юго-запада, севера и юго-востока ограничен сбросами. Внутри блок осложнён малоамплитудным сбросом (15 м).
Структура подсолевых отложений восточного блока представляет собой полусвод, ограниченный с юга-запада и востока сбросами. В восточной части блок осложнён малоамплитудным сбросом (порядка 5 м).
Межсолевая структура Сосновского месторождения представлена двумя блоками, которые разделены субширотным бескорневым нарушением, имеющим амплитуду от 30 м до 90 м.
В целом, месторождение характеризуется сложным геологическим строением, особенностью которого является несовпадение структурных планов поверхностей подсолевых и межсолевых отложений.
1.3 Гидрогеологическая характеристика Сосновского месторождения
Пластовые воды елецкого горизонта межсолевого гидрогеологического комплекса Сосновского месторождения, отобранные из скважин №№13, 14, 15, 19, 21, 25, 36, 39, 40, 41, 42, 57 на глубинах 2761-3170 м, являются высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа. Значения общих показателей химического состава (минерализация, плотность, реакция среды), а также содержания основных компонентов приведены в таблице 1.1
Динамическая вязкость рассолов в начальных пластовых условиях, составляет (0,9710-1,2845) · 10 -3 Па · с (в среднем 1,1190 · 10 -3 Па · с).
При снижении давления и температуры в стволах добывающих скважин и на промысловом оборудовании из пластовых рассолов может осаждаться галит. При смешении рассолов с технологическими водами, имеющими высокие концентрации сульфатов и гидрокарбонатов, может осаждаться гипс, ангидрит, кальцит и, реже, доломит.
Попутная вода из скважин, эксплуатирующих залежь нефти елецкого горизонта (скважина №36s2, проба воды от 06.10.2010), по химическому составу является близкой к закачиваемой в пласт соленой подтоварной воде (таблица 1.2). Динамическая вязкость попутной воды в пластовых условиях составляет 0,9212 · 10 -3 Па · с.
Пластовые воды воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов подсолевых карбонатных отложений Сосновского месторождения, отобранные из скважин 14, 28, 29, 30, 31, 35, 57 на глубинах 3304-3514 м, являются высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа. Значения общих показателей химического состава (минерализация, плотность, реакция среды), а также содержания основных компонентов приведены в таблице 1.3.
Динамическая вязкость рассолов в начальных пластовых условиях, составляет (0,9023-1,4901) · 10 -3 Па · с (в среднем 1,1013 · 10 -3 Па · с).
Попутная вода из скважин, эксплуатирующих залежь нефти семилукского горизонта (скважины 32, 62s2, усредненный химический состав), по химическому составу близка к закачиваемой в пласт соленой подтоварной воде (таблица 1.4). Динамическая вязкость попутной воды в пластовых условиях составляет 0,9278 · 10 -3 Па · с.
Показатели химического состава пластовых вод залежи нефти елецкого горизонта Сосновского месторождения
Химический состав попутной воды, добываемой из залежи нефти елецкого горизонта Сосновского месторождения
Содержание макрокомпонентов, мг/дм3
Показатели химического состава пластовых вод залежей нефти подсолевых отложений Сосновского месторождения
Химический состав попутной воды, добываемой из залежи нефти семилукского горизонта Сосновского месторождения
Содержание макрокомпонентов, мг/дм3
Стратиграфически промышленная нефтеносность на Сосновском месторождении связана с подсолевыми (саргаевский, воронежский и семилукский горизонты) и межсолевыми (елецкий горизонт) отложениями.
Всего на Сосновском месторождении 7 залежей (5 подсолевых и 2 межсолевых).
Саргаевская залежь приурочена к восточному блоку и вскрыта скважинами 32 и 63.
Тип залежи - пластовая, сводовая, тектонически и литологически экронированная.
Размер залежи - 3,4 * 0,375 * 0,055км.
ВНК по подсолевым залежам восточного блока является единым, т. к. они относятся к единой гидродинамической системе. Абсолютная отметка ВНК установлена по результатам испытаний и составляет -3165 м.
Коллекторами саргаевской залежи являются в основном среднезернистые доломиты, в различной степени глинистые, неравномерно пористые и кавернозные с неравномерным присутствием межзернового глинисто-органического вещества. Нефтенасыщенная толщина составляет 5,6 м и 4,6 м, соответственно. Тип коллектора - каверного-порово-трещинный. Режим работы залежи - упруго-водонапорный.
Проницаемость образцов из саргаевских отложений меняется от 0,02 до 02,83 мкм 2 /1000, среднее значение -0,00057 мкм 2 . Коэффициент пористости составляет 0,051, коэффициент нефтенасыщенности - 0,849.
Запасы по залежи составляют всего: начальные геологические -100 у.е., начальные извлекаемые - 16 у.е.
Семилукская залежь в восточном блоке вскрыта скважинами 32, 62, 63, 33.
Скважины 16, 35, 26, 64, 75 вскрыли водонасыщенный коллектор за пределами ВНК.
Тип залежи пластовая, сводовая, тектонически ограниченная.
Размер залежи - 5,4 * 0,6 * 0,075 км.
Коллекторами семилукской залежи восточного блока служат перекристаллизованные доломиты, кальцитизированные и сульфатизированные в различной степени трещиноватые и кавернозные. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 20 м (скважина 62) до 3 м (скважина 33).
Коэффициент расчлененности составляет 2,5. Тип коллектора каверного-порово-трещинный. Режим работы залежи восточного блока - упруго-водонапорный со слабым влиянием законтурной зоны.
По лабораторным определениям пористость имеет значения от 4,8% до 5,6%. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности по ГИС для коллекторов восточного блока составляют в среднем 0,066 и 0,864. Трещинная проницаемость эффективных трещин 6,3 - 20,5 мкм 2 /1000.
Семилукская залежь западного блока вскрыта скважиной 13.
ВНК по подсолевым залежам западного блока является единым, т. к. они относятся к единой гидродинамической системе. Абсолютная отметка ВНК установлена на середине расстояния от нижнего нефтенасыщенного и верхнего водонасыщенного пласта и составляет -3136м.
Тип залежи - пластовая, тектонически ограниченная.
На западном блоке в скважине 13 в семилукском горизонте выделено 13,2 м нефтенасыщенных коллекторов с коэффициентом пористости 0,089, нефтенасыщенности - 0,844.
Ухудшение коллекторских свойств по семилукской залежи наблюдается по мере погружения моноклинали. В скважинах 29 и 16 коэффициент пористости составляет 0,071 и 0,059. Зона улучшенных фильтрационных свойств сосредоточена в узкой полосе вдоль регионального разлома, где собственно и расположена скважина 13. Пористость изменяется от 1,8% до 8,8%.
Запасы по семилукской залежи: начальные геологические - 905 у.е., начальные извлекаемые - 480 у.е.
Воронежская залежь в восточном блоке вскрыта скважинами: 32, 35, 62, 63, 64. Тип залежи - пластовая, сводовая, тектонически и литологически ограниченная.
Коллекторами воронежской залежи восточного блока являются вторичные доломиты в различной степени известковистые и трещиноватые. Стратиграфически коллектора встречены как в отложениях птичских (в основном), так и стреличевских слоев воронежского горизонта. Участок максимальных нефтенасыщенных толщин приурочен к скважинам 63 и 64 (h=10,6м), уменьшение нефтенасыщенных толщин происходит в западном и северо-западном направлениях до 6,6 м в скважине 32 и 3м в скважине 35. Значения коэффициента пористости изменяются от 0,044 (скважина 62) до 0,068 (скважина 32), нефтенасыщенности от 0,669 (скважина 63) до 0,725 (скважина 32) [1].
Тип коллектора - порово-каверного-трещинный
Воронежская залежь западного блока вскрыта скважиной 13. Нефтенасыщенные толщины приурочены к стреличевским и к птичским слоям.
Тип залежи - пластовая тектонически и литологически ограниченная.
В скважине13 нефтенасыщенная толщина коллекторов воронежской залежи западного блока составляет - 18,9 м, из них 11,2 м относятся к стреличевским слоям, остальные - к птичским. Коэффициент пористости равен 0,062, нефтенасыщенности - 0,80. В нефтенасыщенной части разреза западного блока керн не поднят.
Тип коллектора - порово-каверного-трещинный.
Режим работы залежей на западном блоке - упругий с переходом в режим растворенного газа, на восточном - упруго - водонапорный со слабым влиянием законтурной зоны.
Запасы по воронежской залежи: начальные геологические - 708 у.е., начальные извлекаемые - 154 у.е.
Межсолевая залежь вскрыта скважинами: 21, 36, 39, 50, 54, 60, 66, 67, 68. Залежь приурочена к двум блокам. В первом блоке в пределах контура нефтеносности пробурены скважины 39, 54, 67; во втором - 21, 36,50, 60, 65, 68.
Положение первоначального ВНК по второму блоку соответствует отметке -2630 и определено по характеру насыщения коллекторов по ГИС в скважинах 36 и 60. ВНК I блока принят по аналогии со II, как единый. Тип залежи - пластовая, сводовая, тектонически ограниченная.
Коллекторами межсолевой залежи служат в основном известняки, реже доломиты слабоглинистые, пористо-кавернозные, в разной степени трещиноватые.
В первом блоке максимальная толщина нефтенасыщенного коллектора приурочена к району скважины 39, находящейся в своде, и составляет 29,4м (Kп=0,064, Kн= 0, 63). В скважинах 67 и 54 пробуренных на северо- восточном и юго-восточном крыльях, по результатам интерпретации ГИС, нефтенасыщенные толщины составляют 6,5 и 7,8м, сответственно. В этом же направлении происходит и ухудшение коллекторских свойств. Коэффициент песчанистости составляет 0,22. Коэффициент расчлененности - 4,3.
По первому блоку в пределах контура нефтеносности определение пористости проводилось по керну скважины 39 и составляет при количестве определений открытой пористости 36 - 3,8% (среднее, при изменении от 1,5 до 7,6%); - полной пористости 25 - 4,92% (среднее, при изменении от 1,8% до 10%).
Во втором блоке максимальные нефтенасыщенные толщины приурочены к своду антиклинального поднятия в районе скважин 36, 66, и 68 и составляют порядка 16-18м, причем фильтрационные характеристики выше в районе скважины 36, а во всех направлениях от этой скважины происходит ухудшение коллекторских свойств. Минимальные нефтенасыщенные толщины вскрыты в скважинах 65 и 21 и составляют 1,6 и), причем по оперативным геофизическим данным представленным после бурения скважины, весь коллектор водонасыщен и вскрыт на уровне ВНК.
Коэффициент расчлененности составляет 4. Коэффициет песчанистости - 0,25.
Тип коллектора порово-каверного-трещинный.
По второму блоку в пределах контура нефтеносности определение пористости проводилось по керну скважин 36 и 65. Количество определений открытой пористости - 398, среднее значение - 3,82% (изменение значений от 0,09 до13,8%), полной пористости - 234 определение, среднее значение 4,37% (изменение значений 1,1 до 14,2%). Полученные средние величины полной и открытой емкости свидетельствует о преобладающем выносе керна из плотной части разреза.
Запасы по межсолевой залежи: начальные геологические - 886 у.е., начальные извлекаемые - 381 у.е.
На рис.1.1. представлена структурная карта поверхности елецко-задонского горизонта, на рис.1.2. - геологический разрез по линии I-I.
Сосновское и Пожихарское месторождения
Рис. 1.1 Структурная карта кровли елецкой залежи
Рис. 1.2 Геолого-промысловый профиль по линии I-I
2 . АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ СОСНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
На месторождении выделены объекты разработки:
залежь нефти восточного блока саргаевского горизонта,
залежь нефти западного и восточного блоков семилукского горизонта,
залежи нефти западного и восточного блоков воронежского горизонта,
залежи нефти 1-го и 2-го блоков елецкого горизонта.
По состоянию на 1.01.2012 г. залежи нефти восточного блока саргаевского горизонта, западного блока семилукского горизонта, западного и восточного блоков воронежского горизонта не разрабатываются. В настоящее время в разработке находятся залежи нефти восточного блока семилукского горизонта и 1-го и 2-го блоков елецкого горизонта.
2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации, технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки
Залежь нефти первого блока елецкого горизонта
С начала разработки на блоке в пределах контура нефтеносности пробурены поисково-разведочные скважины 39, 54, 61 и эксплуатационная скважина 67. Нефть елецко-задонской залежи смолистая, высокопарафинистая (содержание смол 6,8%, парафинов 6,2%), что приводило к осложнениям в работе подземного оборудования и снижению дебита нефти скважин.
Эксплуатация елецко-задонской залежи 1-го блока Сосновского месторождения начата в марте 1977 г. вводом в работу скважины 39 фонтанным способом с начальным дебитом нефти 10 т/сут. Начальное пластовое давление, замеренное в процессе освоения в июне 1976 года на глубине 2758 м и приведенное к отметке ВНК (- 2617 м), составило 34,8 МПа. Данная величина принята за начальное пластовое давление на I блоке. Через четыре месяца эксплуатации, при отборе из залежи 1373 т нефти, давление снизилось до 25,85 МПа (замер от 12.08.1977 г), дебит нефти до 0,3 т/сут и скважина прекратила фонтанирование (рисунок 3.2.1). На 1 МПа снижения давления отобрано 153,4 т нефти.
В августе 1977 года скважину перевели на механизированный способ эксплуатации (ШГН), дебит увеличился до 20 т/сут безводной нефти. С таким дебитами скважина эксплуатировала залежь до июня 1978 года, после чего дебит нефти снизился до 5-3 т/сут., пластовое давление, замеренное 29.07.1978 г. составило 28,9 МПа.
В июне 1978 года, предварительно выполнив ремонтно-восстановительные работы и перфорацию в интервале 2810- 2865 м, ввели под нагнетание скважину 14. Закачку воды в скважину 14 проводили до декабря 1983 года. Всего в скважину 14 закачали 1218290 м 3 воды. Закачка в скважину 14 не отразилась на увеличении пластового давления в добывающей скважине 39 (рис. 2.1).
Рис. 2.1 - График эксплуатации скважины 39
На рис. 2.1. видно, что в период закачки воды дебиты нефти увеличились. С другой стороны увеличение дебитов по скважине 39 можно объяснить НСКО и сменой насосного оборудования, выполненного в декабре 1979 г, после которого дебит нефти с 5,7 т/сут увеличился до 13-21 т/сут.
В процессе работы скважины с целью восстановления дебита в скважине проводили работы по интенсификации притока и смене насосного оборудования.
Проводимые в последующем в скважине мероприятия по интенсификации притока позволяли достичь непродолжительного эффекта (рис.2.1.).
На 1.01.2012 г. скважина 39 работает с дебитом нефти 4,2 т/сут, жидкости 5,6 т/сут, динамический уровень - 1700 м. Скважиной отобрано 64,7 тыс.т нефти, 65,3 тыс.т жидкости. Одной скважиной 39 из залежи отобрано 49,4% начальных извлекаемых запасов нефти и 75,8% всей добычи из залежи.
В феврале 1982 г., для эксплуатации елецкого горизонта в работу фонтанным способом введена скважина 54. Начальный дебит составил 0,4 т/сут безводной нефти, начальное пластовое давление, замеренное на момент ввода скважины в эксплуатацию (02.1982 г.) составило 26,8 МПа.
Уже через месяц, 18 марта 1982 г, в связи с низким дебитом, скважину перевели на механизированный способ эксплуатации (ШГН). Дебит нефти после перевода увеличился до 4,8 т/сут.
Так же как и в скважине 39, работа скважинного оборудования осложнялась из-за парафино-смолистых отложений. Для восстановления дебита, в основном, проводили смену насосного оборудования.
Всего скважиной отобрано 20 тыс.т нефти. На участке залежи, дренируемом скважиной 54, начальные извлекаемые запасы, согласно геологическому моделированию, составляют 25 тыс.т. Если учесть, что скважина дренировала как свой участок, так и основной через проводящий разлом, то со своего участка скважина отобрала 14 тыс.т. Остаточные извлекаемые запасы на участке дренирования скважины 54 составляют 11 тыс.т.
Рис. 2.2 - Показатели работы скважины 39 в 2011 году
Скважину 67 ввели в эксплуатацию механизированным способом (НГ-28) в сентябре 1991 г. с дебитом 0,2-6 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное 06.04.1991 г. на глубине 2830 м составило 27,3 МПа, в пересчете на ВНК (-2617м) - 27,3 МПа.
Скважина пробурена на крыле залежи, вскрыла два пропластка елецких отложений (дроздовские слои) общей мощностью 11 м, открытая пористость которых составляет 5%. В силу низких коллекторских характеристик, скважина низкопродуктивная, эксплуатировалась в периодическом режиме.
С целью увеличения продуктивности выполнялись работы:
- 01.1993 г. в скважине провели опытно-экспериментальные работы - дренирование УОС. По данным работ Кпрод - 0,28 м 3 *сут*МПа.
- 05.1993 г. перестреляли (ПКО) интервалы 2843-2847 м и 2853-2860 м, затем провели соляно-кислотную обработку.
В итоге работы были неэффективны, в июне 1993 г. эксплуатация скважины была прекращена из-за низкого дебита. До декабря 1993 г скважина находилась в бездействии, в декабре 1993 г была законсервирована. В 1995 г скважину ликвидировали, ликвидационный мост установлен в интервале 2625-2880 м.
Всего за два года эксплуатации скважиной отобрано 100 т нефти.
К январю 1992 года из залежи отобрали 50,4 тыс.т безводной нефти или 39,4% от начальных извлекаемых запасов. Отсутствие системы поддержания пластового давления привело к снижению пластового давления до 13,6 - 13,9 МПа в скважинах 39, 54 и до 7,7 МПа в скважине 67. Давления пересчитаны по статическому уровню и не отражают истинной величины пластового давления в залежи.
Динамические уровни на начало 1992 года составляли: в скважине 39- 1300 м, в скважине 54 - 1440 м, в скважине 67- статический уровень составлял 1780 м.
Рис. 2.3 - График изменения пластового давления по скважинам 1-го блока елецкой залежи
В связи с низкими уровнями в январе 1992 года ввели под закачку воды нагнетательную скважину 61. Закачка воды осуществлялась под ВНК, в нижнюю часть елецкого горизонта (туровские слои) до декабря 1995 года, всего в скважину закачали 184,4 тыс. м 3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой в пластовых условиях на 1.01.1996 г. составила 190,8%.
Проводимая в скв.61 закачка значительного влияния на динамику пластового давления в залеж
Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат Виды Ремонтов
Реферат: Маркетинговые мероприятия по увеличению объемов продаж ОАО «Мясокомбинат ХХХ»
Контрольная работа: Практикум по дыхательным психотехникам
Дипломная работа: Разработка программной и аппаратной поддержки к методическим указаниям "Программирование микроконтроллеров". Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа: Механизм финансирования инвестиций в основные фонды
Реферат На Тему Трещины В Каменных Конструкциях
Кредит Реферат Скачать
Реферат по теме Тепловые пункты
Дипломная работа по теме Подготовка бегунов (женщин) на средние дистанции в предсоревновательном периоде
Реферат На Тему Симбиотические Взаимодействия
Эссе На Тему Животное Начало Человека
Реферат по теме Атмосфера и методы ее исследования
Реферат: Диплом - Проектирование котельной
Курсовая Работа На Тему Источники Финансового Права
Реферат: Дискриминация на рынке труда 2
Истинность суждений
Контрольная Работа Нравственные Основы Жизни 6
Реферат по теме Капитал и государственное регулирование
Реферат: Функции управления и принятие управленческих решений в ресторане
Требования к исходным изобразительным оригиналам
Кадровый учет сотрудников - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Значение плесневых грибов в природе и в жизни - Биология и естествознание реферат
Бухгалтерский учет движения основных средств на предприятии и пути его совершенствования (на примере ООО "Компания КонтМТ") - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа