Разработка нефтяных месторождений. Дипломная (ВКР). Геология.
🛑 👉🏻👉🏻👉🏻 ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Разработка нефтяных месторождений
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
.1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ. СТРАТИГРАФИЯ И
ЛИТОЛОГИЯ ОСАДОЧНОГО РАЗРЕЗА
.2 ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
.3 ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ, ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД И ПОКРЫШЕК
.4 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОД
.5 ЗАПАСЫ НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМОЙ
ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ
.1 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИХ
ЭКСПЛУАТАЦИИ
.2 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
.3 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО ЭТАПА РАЗРАБОТКИ, ПРОВОДИМЫХ
ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ
.4 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
.3 ПРОГНОЗ ДОСТИЖЕНИЯ КОНЕЧНОГО КИН
. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА
.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГПО «БЕЛОРУСНЕФТЬ»
.2 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА НГДУ «РЕЧИЦАНЕФТЬ»
.3 МЕТОДИКА РАСЧЕТА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА
. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
.2 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ТРУДА НА ПРЕДПРИЯТИ
.2.2 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАБОЧЕМ МЕСТЕ
.2.3 ОПАСНЫЕ И ВРЕДНЫЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ФАКТОРЫ
.2.3.2 МЕТЕОУСЛОВИЯ НА РАБОЧИХ МЕСТАХ, ИХ ОСОБЕННОСТИ
.2.4 ФАКТОРЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПРОЦЕССА: ТЯЖЕСТЬ И
НАПРЯЖЕННОСТЬ ТРУДА
.3 ВЫПОЛНЕНИЕ САНИТАРНЫХ И ПРОТИВОПОЖАРНЫХ НОРМ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ
.4 ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОЖАРНОЙ И ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
.5 СРЕДСТВА ИНДИВИДУАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ РАБОТАЮЩИХ
.6 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА. ПОКАЗАТЕЛИ ОЦЕНКИ УСЛОВИЙ
ТРУДА НА РАБОЧЕМ МЕСТЕ
.7 КОМПЛЕКС МЕР ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
.7.1 ЗАЩИТА АТМОСФЕРЫ ОТ ВРЕДНЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ
.7.2 ЗАЩИТА ВОДНОГО БАССЕЙНА ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЙ
.8 ИНЖЕНЕРНЫЙ РАСЧЕТ СИСТЕМЫ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ КОМПЛЕКТНОЙ
ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ (КТП)
Дубровское месторождение было введено в пробную эксплуатацию в 1980 г. в
соответствии с “Проектом пробной эксплуатации”, составленным в том же 1980
году. С 1985 г. месторождение находится в промышленной разработке.
Объектами разработки на месторождении являются залежи нефти
задонско-елецкого, семилукского горизонтов и лебедянского горизонта
(Елизаровский и Дубровский участки). Таким образом, в общей сложности на
месторождении есть 4 объекта разработки.
В данной работе будет рассматриваться исключительно задонско-елецкая
залежь, так как она является основным объектом разработки на месторождении.
С 1985 г. месторождение разрабатывалось в соответствии с «Технологической
схемой», составленной в 1984 г., затем по «Проекту разработки» 1994 года и
уточненного в 2001 году в «Дополнении к проекту разработки», где
технологические показатели были приняты на период 2001-2005 гг. В 2006 г. в
рамках «Авторского надзора» были рассчитаны проектные показатели добычи и плана
буровых работ на 2007-2009 гг. только по залежам нефти елецко-задонского и
семилукского горизонтов.
В 2007-2008 годах в результате проведения сейсмических работ 3D по семилукской и внутрисолевой
(Елизаровский участок) залежам и переинтерпретации материалов ГИС по
задонско-елецкой и внутрисолевой (Дубровский участок) залежам, были пересчитаны
запасы нефти, которые и были положены в основу нового проектного документа -
«Уточненного проекта разработки Дубровского месторождения», составленного в
2009 году.
В административном отношении Дубровское месторождение находится в
Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь (рисунок 1.1).
Ближайшими промышленными центрами являются города Речица, Светлогорск,
Гомель, расположенные, соответственно, в 30, 40 и 70 км, с железнодорожными
узловыми станциями и речным портом в городе Речица.
В орографическом отношении территория месторождения представляет собой
всхолмленную равнину, слегка наклоненную в сторону р. Днепр. Абсолютные отметки
рельефа колеблются в пределах от +120 м до +162 м. Повышенные участки (около
70% территории) покрыты сосновым и лиственным лесом.
Гидрографическая сеть развита слабо. Самая крупная ближайшая река - Днепр
и ее притоки. Широко развита сеть мелиоративных каналов и небольших водоемов.
Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +7 °С.
Среднегодовое количество осадков 550-650 мм. Глубина промерзания грунта 0,8-0,9
м.
В экономическом отношении район преимущественно сельскохозяйственный.
Промышленные предприятия сосредоточены в городах: Гомеле, Мозыре, Речице,
Светлогорске.
Национальный состав населения разнообразный.
Сбор и транспортировка нефти осуществляются по герметизированной системе
через узел подготовки нефти на Новополоцкий нефтеперерабатывающий завод, после
чего товарная нефть сдается в нефтепровод Дружба. Попутный газ утилизируется на
Белорусском газоперерабатывающем заводе в городе Речица.
Из полезных ископаемых местного значения имеются строительные пески,
глины и торф.
Дубровская структура выявлена в 1976 году по поверхности подсолевых
отложений в результате сейсморазведочных работ, проводимых трестом
“Белоруснефтегеофизика”.
Дубровское месторождение открыто РУП ПО Белоруснефть в 1979 году,
скважиной 1, в которой получен приток нефти из карбонатных отложений
семилукского горизонта.
В феврале 1980 года в скважине 3 получен приток нефти из межсолевых
отложений.
В июне 1989 года в скважине 27 получен приток нефти с буровым раствором
из лебедянских отложений.
В пробной эксплуатации месторождение находилось с января 1980 года, в
промышленную разработку введено в июле 1985 года.
За время эксплуатации месторождения по состоянию на 01.01.09 г. добыто:
по внутрисолевым залежам - 18 тыс. т;
по елецко-задонской залежи - 1582 тыс. т;
по семилукской залежи - 210 тыс. т.
Рис. 1.1. Схема расположения месторождений нефти Беларуси
. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
.1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ. СТРАТИГРАФИЯ И ЛИТОЛОГИЯ
ОСАДОЧНОГО РАЗРЕЗА
В геологическом строении месторождения принимают участие
архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные
образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Относительно
региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяются ряд толщ:
подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижняя соленосная, межсолевая,
верхние соленосные (галитовая и глинисто-галитовая) и надсолевая.
Породы кристаллического фундамента вскрыты скважиной 1 и представлены
гнейсами, гранодиоритами, гранито-гнейсами. Вскрытая толщина 2,0 м.
Подсолевая терригенная толща сложена отложениями верхнего протерозоя,
среднего девона и ланским горизонтом среднего отдела девонской системы.
Залегают отложения с угловым и стратиграфическим несогласием непосредственно на
поверхности кристаллического фундамента. Литологически толща представлена
переслаиванием пестроцветных разнозернистых песчаников и алевролитов различной
сцементированности, пестроцветными глинами с подчиненными прослоями песчаников
и ангидритов, глинистых доломитов и доломитовых мергелей. Вскрытая толщина
подсолевых терригенных отложений 371 м (скв. 1).
Подсолевая карбонатная толща включает отложения саргаевского,
семилукского, речицкого, воронежского горизонтов и кустовницких слоев
евлановского горизонта верхнего девона. Нефтенасыщенными являются породы
семилукского горизонта.
Саргаевский горизонт согласно залегает на поверхности ланских отложений и
представлен доломитами и известняками серыми, микрозернистыми, плотными,
крепкими, массивными в разной степени глинистыми, трещинными с прослоями
мергелей. Толщина горизонта изменяется от 36 м (скв. 16) до 46 м (скв. 36).
Отложения семилукского горизонта залегают согласно на саргаевских
отложениях и сложены преимущественно доломитами серыми, плотными, крепкими,
массивными, с прослоями доломитов пористых, кавернозных, трещинных. Толщина
отложений от 18,5 м (скв. 36) до 27 м (скв. 7).
Речицкий горизонт залегает несогласно и представлен глинисто-карбонатными
породами - пестроцветными глинами и мергелями с прослоями глинистых известняков
и глинистых доломитов. Породы плотные, средней крепости. Толщина горизонта изменяется
от 3,5 м (скв. 30) до 35 м (скв. 13).
Воронежские отложения залегают на размытой поверхности речицкого
горизонта и сложены карбонатными породами. В разрезе преобладают известняки
серые, массивные, плотные, микрозернистые, трещинные. Встречаются доломиты
темно-серые, массивные, плотные, крепкие, местами слабоглинистые за счет
микропрожилок глин. Вскрытая толщина изменяется от 35 м (скв. 30) до 91 м (скв.
13).
Евлановский горизонт (кустовницкие слои) сложен ритмичным переслаиванием
глин, мергелей, глинистых известняков, доломитов. Толщина кустовницких слоев от
40 м (скв. 1) до 48 м (скв. 13).
Нижнесоленосная толща представлена нерасчлененными отложениями
евлановского (анисимовские слои) и ливенского горизонтов. Литологически толща
сложена каменной солью с включениями и прослоями глин, мергелей, известняков,
ангидритов и доломитов. Толщина отложений изменяется от 342 м (скв. 36) до 552
м (скв. 13).
Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и
петриковского горизонтов согласно залегает на ливенских отложениях.
Домановичский горизонт представлен мергелями темно-серыми
доломитисто-известковистыми, мелкокристаллическими. Вскрытая толщина изменяется
от 18 м (скв. 1) до 45 м (скв. 16).
Отложения задонского горизонта несогласно залегают на домановичских
отложениях и представлены, в основном, известняками доломитистыми, серыми,
органогенными, плотными, тонкослоистыми с микровыпотами темно-коричневой нефти
по микротрещинам. Реже доломитами коричневато-серыми, плотными, кавернозными,
средней крепости. Толщина горизонта изменяется от 111 м (скв. 1) до 187 м (скв.
13).
Породы елецкого горизонта несогласно залегают на задонских отложениях.
Литологически елецкий горизонт сложен известняками коричневато-серыми,
мелкозернистыми, массивными, доломитизированными, кавернозными, трещинными. По
трещинам и кавернам выпоты светло-коричневой нефти. Реже встречаются доломиты
коричневато-серые, глинистые, участками известковистые, микро-мелкозернистые,
массивные, плотные.
С отложениями елецкого горизонта связана промышленная нефтеносность
месторождения. Толщина елецких отложений колеблется от 45 м (скв. 9) до 265 м
(скв. 4) (таблицы 2.2, 2.3).
Отложения петриковского горизонта несогласно залегают на елецких
отложениях и представлены чередованием мергелей и известняков. Мергель
темно-серый, плотный, крепкий, местами переходящий в глинистый известняк.
Известняк темно-коричневый, микрозернистый плотный, крепкий, местами
доломитистый. Толщина петриковского горизонта изменяется в широком диапазоне:
от 8,5 м (скв. 18) до 82 м (скв. 13).
Верхнесоленосные образования состоят из двух толщ: галитовой и
глинисто-галитовой, и объединяют отложения лебедянского, оресского,
стрешинского и нижнеполесского горизонтов.
Галитовая толща сложена каменными солями с прослоями мергелей, доломитов,
известняков, ангидритов. Нефтеносность связана с внутрисолевым прослоем
известняков ангидритизированных светло-серых, плотных, крепких, перемятых, с
трещинами произвольного ориентирования. Отмечается множество каверн, на
отдельных образцах керна отмечены незначительные выпоты нефти из микропор.
Толщина галитовой толщи изменяется от 607 м (скв. 30) до 808 м (скв. 12).
Глинисто-галитовая толща представлена чередованием пластов каменной соли
с глинисто-карбонатными породами: мергелями, глинами, реже доломитами и
ангидритами. Толщина глинисто-галитовой толщи изменяется от 784 м (скв. 24) до
1257 м (скв. 18).
Надсолевая толща включает образования девонской (полесский горизонт),
каменноугольной, пермской системы палеозойской эратемы; триасовой, юрской и меловой
систем мезозойской эратемы; палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем
кайнозойской эратемы. Представлена толща терригенно-карбонатными породами:
глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, реже известняками, доломитами и
гипсом; писчим мелом с обуглившимися растительными остатками и обломками
кремня. Ледниковыми и водноледниковыми образованиями: песками,
песчано-гравийными отложениями, супесями, суглинками, торфом, алевролитами и
песчаниками. Общая толщина надсолевых отложений изменяется от 979 м (скв. 4) до
1418 м (скв. 24).
.2 ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Дубровское месторождение приурочено к одноименной структуре и расположено
между Речицко-Вишанской и Первомайской зонами поднятий, в свою очередь
относящихся к Северной тектонической зоне Припятского прогиба.
По поверхности межсолевых отложений Дубровское месторождение представляет
собой брахиантиклиналь, осложненную с юго-запада и юго-востока нарушениями,
прослеживающимися из подсолевых отложений, со значительно меньшей амплитудой
(30-70м) (рисунок 2.2).
Межсолевая залежь Дубровского месторождения в плане не совпадает с
подсолевой залежью.
Промышленная нефтеносность Дубровского месторождения связана с
карбонатными коллекторами внутрисолевого прослоя лебедянского, задонско-елецкого
и семилукского горизонтов.
Задонско-елецкая залежь нефти вскрыта и опробована 34 скважинами. При
испытании в эксплуатационной колонне получены притоки нефти дебитами от 0,624
м3/сут (скв. 4) до 716,39 м3/сут (скв. 34) (рисунок 2.1).
Залежь нефти массивная, сводовая, тектонически ограниченная с юга и
запада, литологически - с востока, с севера ограничена контуром нефтеносности.
Размеры залежи: 2,2 км х 2,5 км, высота 150м.
Условный ВНК принят на абсолютной отметке -2873м по данным ГИС в
скважинах 3, 4, 6, 7, 8 и утвержден ГКЗ в 1985 году.
.3 ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ,
ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД И ПОКРЫШЕК
Для определения различных петрофизических параметров задонско-елецкой
залежи из межсолевых отложений отобрано 957 образцов.
На отобранных образцах в лабораторных условиях изучался комплекс
физических свойств, включающий в себя определения объемной и минералогической
плотности, полной емкости по Мельчеру, открытой - по Преображенскому, полной и
открытой емкости кавернозных образцов по Котяхову, карбонатности - методом
Щербины, проницаемости - по газу на приборе ГК-5, остаточной водонасыщенности -
методом центрифугирования.
Емкостная характеристика по методу Котяхова определена на 37 образцах
межсолевых отложений.
По межсолевым отложениям Дубровского месторождения с отбором керна
пройдено 993,9 м, вынос керна составляет 58,4%, освещенность керном
нефтенасыщенных пластов - 59,9%.
Полная пористость известняков межсолевых отложений составляет 5,0%,
открытая - 3,7%. Абсолютная пористость доломитовых разностей составляет 7,8%,
открытая - 6,2%. Без учета литологии полная пористость равна 5,6%, открытая -
4,2%.
Средние величины полной емкости каверн и пор и полной емкости каверн,
пород межсолевых отложений равны 10,8% и 5,26%, а открытой емкости -
соответственно, 10,04% и 4,88%. Отношение полной емкости каверн к полной
емкости каверн и пор для межсолевых пород составляет 0,49.
По задонско-елецкой залежи поровая проницаемость нефтенасыщенной части
продуктивного пласта, определенного методом Преображенского, исследовалась на
136 образцах. Эта величина изменяется от 0,0000033 мкм2 до 0,1463 мкм2, и в
среднем составляет 0,006056 мкм2. Трещинная проницаемость нефтенасыщенной части
продуктивного пласта колеблется от 0,0000754 мкм2 до 0,00185 мкм2 при среднем
значении 0,000586 мкм2 (10 определений).
Относительная проницаемость пористой среды, определенная по методу
Котяхова, изменяется от 0,0000053 мкм2 до 0,044 мкм2 и в среднем составляет
0,006816 мкм2 (12 определений).
Продуктивными являются отложения задонского и елецкого горизонтов.
Коллекторами служат доломиты и известняки в различной степени пористые,
кавернозные и трещинные. Емкостью в них являются поры и каверны, а фильтрация
происходит по межзерновым каналам, кавернам и трещинам.
Тип коллектора задонско-елецкой залежи - порово-каверново-трещинный.
Пласты-коллекторы в залежи имеют непрерывное распространение по всей
площади и характеризуются коэффициентом расчлененности равным 15,3 доли ед. и
коэффициентом песчанистости равным 0,379 доли ед. (таблица 2.4).
Эффективная нефтенасыщенная толщина, выделенная по ГИС, колеблется от 6,2
м (скв. 4) до 101 м (скв. 26) (рисунок 2.2). Средневзвешенная толщина по
нефтяной зоне составляет 35,3 м, средневзвешенная открытая пористость - 6,9%,
нефтенасыщенность - 81,4% (таблица 2.5).
Фильтрационные
характеристики елецко-задонской залежи получены по данным гидродинамических
исследований скважин 3, 6, 7, 8, 15, 20, 21, 24, 25, 26, 31, 33 и 34.
Проницаемость пород, определенная в этих скважинах, варьируется от 0,001305
мкм2 до 0,2039 мкм2 и в среднем составляет 0,0264 мкм2 (82 определения). Для
полной характеристики фильтрационных свойств продуктивного пласта определены
также коэффициент продуктивности (87,93 ),
гидропроводность (58,61 ), пьезопроводность (1854,03 ).
Приведенные
данные свидетельствуют о высоких фильтрационных свойствах пластов-коллекторов,
что подтверждалось высокими дебитами скважин.
.4
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ
Пластовая
нефть задонско-елецкой залежи исследована 15 глубинными пробами из скважин 3,
6, 8. Давление насыщения нефти газом изменяется от 10,33 МПа до 12,58 МПа при
среднем по залежи значении - 11,41 МПа, газосодержание нефти изменяется от
122,40 м3/т до 146,70 м3/т, среднее по залежи значение составило - 131,17 м3/т
(таблица 2.6).
Физико-химические
свойства дегазированной нефти определены по 26 пробам из скважин 3, 4, 6, 7, 8,
15, 21, 24, 33, 38, 40, 41, 42, 45. Согласно СТБ ГОСТ Р 51858-2002, нефть
является малосернистой (0,15% массовых) и относится к 1-му классу, по плотности
нефть является легкой (842,9 кг/м3) и относится к 1-му типу. Содержание
парафина составляет 5,77 % массовых, выход светлых фракций, выкипающих при
температуре до 300оС - 44,5 % объемных. Содержание асфальто-смолистых веществ
составляет 6,87 % массовых, т.е. нефть является смолистой (таблица 2.7).
В
составе газа стандартной сепарации содержится 0,619 % объемных неуглеводородных
компонентов (азота, углекислого газа). Газ относится к жирным, содержание
углеводородов С3+высш. составляет 560 г/м3 (таблица 2.8).
Пластовые
воды карбонатных отложений межсолевой залежи Дубровского месторождения являются
высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа. Значения общих
показателей химического состава (минерализация, плотность, реакция среды), а
также содержания основных компонентов приведены в таблице 2.1.
Показатели
химического состава пластовых вод
Динамическая вязкость рассолов в начальных пластовых условиях,
рассчитанная по уравнениям А.В. Кудельского и др. (1985 г.), составляет
0,6443-1,0286 мПа·с (в среднем 0,8167 мПа·с) по межсолевой залежи.
При снижении давления и температуры в стволах добывающих скважин и на
промысловом оборудовании из пластовых рассолов может осаждаться галит. При
смешении рассолов с технологическими водами, имеющими высокие концентрации
сульфатов и гидрокарбонатов, может осаждаться гипс, ангидрит, кальцит и, реже,
доломит.
В настоящее время на большей части межсолевой залежи получают попутные
воды плотностью 1,15-1,19 г/см3. Состав попутной воды определяется главным
образом закачиваемыми водами. Лишь в скважине 23s2 получают попутные воды плотностью до 1,25 г/см3. Состав
попутно добываемой воды здесь формируется преимущественно за счет пластовых
рассолов. В скважину проводятся подливы пресной воды с целью борьбы с
солеотложением.
.5 ЗАПАСЫ НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
Впервые запасы нефти и растворенного газа Дубровского месторождения были
подсчитаны институтом УкрГИПРОНИИнефть по состоянию на 01.01.83 г. и утверждены
ГКЗ СССР в 1985 г. по категории С1 в количестве 4220 тыс. т геологических и
1744 тыс. т извлекаемых (из них по задонско-елецкой залежи соответственно 3299
тыс. т и 1320 тыс. т при коэффициенте извлечения 0,4).
На основе утвержденных запасов лабораторией разработки УкрГИПРОНИИнефть в
1985 году составлена схема разработки Дубровского месторождения.
На 01.01.1993 года технологическая схема разработки была реализована. К
этому времени на месторождении пробурили 27 скважин. Вновь полученные данные
уточнили строение месторождения, площади залежей оказались существенно меньше
ранее принятых.
На 01.01.93 г. запасы нефти Дубровского месторождения были пересчитаны и
на 01.01.95 г. приняты на баланс по задонско-елецкой залежи в количестве 2737
тыс. т геологических и 1095 тыс. т извлекаемых запасов по категории В.
За период с 1994 г. по 1998 г. на месторождении пробурено 7
эксплуатационных скважин на задонско-елецкую залежь. В связи с этим отделом
подсчета запасов БелНИПИнефть был произведен пересчет запасов по состоянию на
01.01.99 г.
По задонско-елецкой залежи геологические и извлекаемые запасы, в
результате пересчета, по сравнению с утвержденными в ГКЗ увеличились на 5% и
составили 3478 тыс. т геологических и 1391 тыс. т извлекаемых, при ранее
утвержденном КИН равном 0,4. Прирост запасов произошел за счет увеличения
эффективной нефтенасыщенной толщины на 33%.
В 2001 году отделом подсчета запасов БелНИПИнефть был уточнен коэффициент
нефтеизвлечения по задонско-елецкой залежи. Анализ расчётных величин КИН,
определённых четырьмя различными способами, показал их практическую сходимость
и позволил рекомендовать для задонско-елецкой залежи КИН = 0,476. Поскольку коэффициент
вытеснения из образца с пористостью 9% (средневзвешенная пористость по залежи
всего 6,5%) при пятикратной промывке его водой (для залежи это более чем 38
млн. м3 воды) составил всего 0,55, а коэффициент охвата при таком неоднородном
строении коллектора массивной залежи вряд ли может быть оценен более чем 0,75.
Таким образом, начальные извлекаемые запасы нефти категории B по задонско-елецкой залежи составили
1656 тыс. т, а извлекаемые запасы растворённого в нефти газа - 214 млн. м3.
В 2007-2008 годах отделом подсчета запасов Упргеологии была проведена
переинтерпретация материалов ГИС. На основании этих данных было уточнено
строение задонско-елецкой залежи и пересчитаны ее запасы.
На 01.01.09 г. приняты на баланс пересчитанные запасы нефти по задонско-елецкой
залежи в количестве: 3941 тыс. т геологических и 1876 тыс. т извлекаемых по
категории В (при утвержденном КИН = 0,476).
Подсчетные параметры и запасы нефти по задонско-елецкой залежи
Дубровского месторождения приведены в таблице 2.9.
Глубины, отметки и толщины продуктивных горизонтов по скважинам
Характеристика толщин продуктивных горизонтов
Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов
Количество скважин,
используемых для определения
Коэффициент песчанистости,
доли ед.
Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности
Начальная
нефтенасыщенность, доли ед.
Гидродинамические
исследования скважин
Свойства пластовой нефти задонско-елецкой залежи (скв. 3, 6, 8)
Газосодержание при
однократном разгазировании, м3/т
Объемный коэффициент при
однократном разгазировании, доли ед.
Газосодержание при
дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т:
Объемный коэффициент при
дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
Температура насыщения
парафином, оС
Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
задонско-елецкой залежи (скв. 3, 4, 6, 7, 8, 15, 21, 24, 33, 38, 40, 41, 42,
45)
месторождение нефть разработка литология
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
задонско-елецкой залежи (скв. 3, 6, 8)
при однократном
разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
при дифференциальном
разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти задонско-елецкой
залежи
Средне-взвешен.
нефтена-сыщенная толщина,м
Коэффи-циент извлече-ния нефти,
доли ед.
Газосо-держа-ние пласт,
нефти, м3/т
Рис. 2.1. Схематический геолого-промысловый профиль через скважины:
35-39-6-43s3-34s2-45
Рис. 2.2. Структурная карта кровли елецкого резервуара
. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМОЙ ТЕХНОЛОГИИ
РАЗРАБОТКИ
.1 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
За весь период разработки елецко-задонского горизонта в добыче находилось
32 скважины, из которых 1 скважина возвращена с другого горизонта, 7 скважин -
вторые стволы. В нагнетательном фонде всего находилось 5 скважин, из которых 1
была пробурена в качестве нагнетательной и ещё 4 скважины были переведены из
добывающих. В процессе разработки 7 скважин было ликвидировано (6 - добывающих,
1 -нагнетательная). Характеристика фонда скважин представлена в таблице 3.1.
Характеристика фонда скважин задонско-елецкой залежи на 01.01.2009
* скв. 3 - в освоении (в ожидании оборудования)
По состоянию на 01.01.2009 г. действующий добывающий фонд составляет 13
скважин. 9 скважин оборудованы ЭЦН (скв. 22, 24, 31s2, 33, 34s2, 38, 39, 45,
46), 4 - ШГН (скв. 6, 8, 23s2, 42), 6 скважин - контрольные (скв. 15, 25, 26,
40, 41s2, 43s3). Скв. 3 - в освоении, скв. 7s2 - в бездействии (в ожидании бурения
нового ствола).
Динамика фонда скважин за время разработки залежи представлена на рисунке
3.5.
Распределение скважин по дебитам и обводнённости приведено в таблицах 3.2
и 3.3.
Распределение фонда скважин по величине дебита жидкости на 01.01.09 г.
Распределение фонда скважин по величине обводненности на 01.01.09 г.
Проектная система разработки предусматривала разработку залежи на режиме
вытеснения нефти водой, закачиваемой во внутриконтурные нагнетательные
скважины. По состоянию на 01.01.09 г. разработка залежи осуществляется с
поддержанием пластового давления путём закачки воды в скважины 17, 20, 35
(скважина 21 - остановлена по технологии в марте 2007 г.).
Общий фонд пробуренных скважин к 2005 г. меньше проектного на две
скважины (не пробурены скв. 44 и скв. 47). Скв. 44 не пробурена из-за
нецелесообразности. А вместо скв. 47 пробурен второй ствол - скв. 41s2. Однако стоит отметить, что
фактическое разбуривание опережало проектное (за период разработки 1995-2000
гг.), что оказало влияние на отклонение фактических уровней добычи нефти от
проектных в сторону их увеличения.
За период 2001-2008 гг. в фонде скважин произошли следующие изменения:
• в 2004 г. скв. 17 выбыла в контрольный фонд в связи с полным
обводнением. Были пробурены вторые стволы в скв. 41s2 и 7s2;
• в ноябре 2006 г. скв. 8 была введена из контрольного фонда в
эксплуатацию;
• в 2006 г. были восстановлены вторыми стволами скв. 31, 34, 43 и 23.
Скв. 43s2 в 2006 г. восстановлена третьим
стволом;
• в 2007 г. скв. 40 и 43s3
из-за обводнения были выведены в бездействие, и позднее переведены в
контрольный фонд;
• в августе 2008 г. скв. 3 была введена из контрольного фонда в
эксплуатацию компрессором.
.2 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
На 01.01.09 г. накопленный отбор нефти из залежи составил 1581,8 тыс. т.
(84 % от НИЗ) и 3219,8 тыс. т жидкости.
Всего за 2008 г. из залежи добыто 33,9 тыс. т нефти, 161,8 тыс. т жидкости.
Среднегодовой дебит нефти по скважинам составил 6,9 т/сут, жидкости - 32,9
т/сут, обводнённость - 79,1 %.
Залежь елецко-задонского горизонта находится на третьей стадии
разработки.
Закачка воды в 2008 г. осуществлялась в три нагнетательные скважины (скв.
17, 20, 35). Скважина 21 остановлена по технологии в марте 2007 г. Всего в
залежь закачано 3695,1 тыс. м3 воды, за 2008 год - 168,1 тыс. м3 воды.
Накопленная компенсация - 90,6 %, текущая - 101,3 %. В среднем по залежи
пластовое давление в 2008 году составляло 22,8 МПа.
Динамика технологических показателей разработки приведена в таблице 3.4,
а их графическая интерпретация представлена на рисунке 3.7.
В таблице 3.5 приведено сравнение проектных и фактических показателей
разработки.
Остаточные извлекаемые запасы нефти - 294,2 тыс.т. Удельные остаточные
извлекаемые запасы на 1 скважину добывающего фонда - 22,5 тыс. т, темп отбора
от НИЗ - 1,8%, достигнутый КИН - 0,4 при утвержденном 0,476. Максимальный
годовой отбор нефти (89,9-86,9 тыс. т) наблюдался в 2000-2001 годах.
Максимальный темп отбора от НИЗ - 4,8 % - в 2000 г.
Существующая на залежи система разработки с размещением добывающего фонда
по плотной сетке скважин и внутриконтурным заводнением эффективна. Более
высокой эффективности существующей системы ППД планируется достичь проведением
на залежи работ по регулированию профиля приёмистости нагнетательных скважин
путём закачки в них потокоотклоняющих химреагентов.
Остаточные извлекаемые запасы нефти на одну скважину добывающего фонда
невелики и обеспечиваются существующим фондом скважин.
Проблемами разработки данной залежи являются:
· некачественные цементные мосты и наличие заколонных
перетоков;
· невыработанные запасы нефти в неохваченной разработкой части
залежи за нагнетательными скважинами и нижних пачек в своде залежи, для оценки
состояния и возможности выработки которых необходимо бурение оценочных скважин;
· прогрессирующее обводнение добывающих скважин, неравномерная
выработка пласта, форсированный отбор жидкости, приводящий к образованию
водяных конусов.
.3 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО ЭТАПА РАЗРАБОТКИ, ПРОВОДИМЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ
МЕРОПРИЯ
6.7.2 Защита водного бассейна от загрязнений Дипломная (ВКР). Геология.
Реферат по теме Великая княгиня Екатерина Алексеевна
Курсовая Работа На Тему Земля Недвижимости
Реферат по теме Правовое регулирование отношений собственности в сфере экономики Украины
Реферат по теме Формування прототипів сучасних політичних партій в кінці XVIII – на початку XIX століття
Приложение Для Написания Реферата
Рефераты Виды Документов
Курсовая работа: Соборное Уложение 1649 года
Реферат: Пожизненное лишение свободы как альтернатива смертной казни
Структура Эссе По Истории Университет
Контрольная работа по теме Анализ основных средств предприятия на примере ООО 'Торговое товарищество 'Алекс'
Реферат по теме Англия и англичане глазами русских
Реферат: Иезуитские редукции
Контрольная Работа На Тему Философия Сократа
Отчет По Практике В Поликлинике
Реферат: До и послеродовая гимнастика для женщин и гимнастика для ребенка первого года жизни
Написать Эссе На Тему Детство Опаленное Войной
Курсовая работа по теме Налоговое стимулирование инвестиционной деятельности
Зимнее Сочинение 2022
Курсовая На Заказ Пенза
Статья На Тему Гносеологические И Социальные Корни Философии
Реферат: Стили лидерства, типы лидерства, теории лидерства
Реферат: Стратегічний управлінський облік
Похожие работы на - Особенности работы терапевтических групп в традиции ТА