Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения

Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения

Министерство образования республики Беларусь

Учреждение образования

Гомельский государственный университет имени Франциска Скорины

Институт повышения квалификации и переподготовки кадров

Факультет по переподготовке кадров

Дипломная работа

Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения

Исполнитель И.В. Синявский

слушатель грппы РЭНГМ-11

Научный руководитель к.г-м.н.,

доцент А.П. Гусев

Гомель 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

. Геологическая характеристика Сосновского месторождения

.1 Стратиграфическая и литологическая характеристика

.2 Тектоника

.3 Гидрогеологическая характеристика Сосновского месторождения

.4 Нефтегазоносность

. Анализ текущего состояния разработки Сосновского месторождения

.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации, технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки

.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов

.3 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

. Охрана окружающей среды при разработке Сосновского месторождения

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Тема дипломной работы «Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения».

Цель дипломной работы - анализ текущего состояния разработки и обоснование на ее основе доразведку месторождения.

Задачи дипломной работы:

изучение геологического строения месторождения, его особенностей;

изучение текущего состояния разработки;

изучение мер по охране окружающей среды и недр.

В административном отношении Сосновское месторождение расположено в Светлогорском районе Гомельской области Республики Беларусь.

Ближайшими промышленными центрами, расположенными вблизи месторождения, являются города Светлогорск (в 16 км на север), Калинковичи (в 42 км на юго-запад) и Речица (в 42 км на юго-восток) с железнодорожными узловыми станциями и речным портом в городе Речица.

Ближайшие нефтяные месторождения, находящиеся в эксплуатации: на западе - Давыдовское в 4 км, на востоке - Осташковичское в 1 км, на юге - Славаньское в 1 км.

Дорожная сеть представлена преимущественно грунтовыми дорогами, труднопроходимыми транспортом в осенне-весенний период. Ближайшие шоссейные дороги: Мозырь-Бобруйск, проходящая западнее месторождения (на расстоянии 4 км), и Речица-Светлогорск, проходящая севернее территории Сосновского месторождения (на расстоянии 12 км). В 5 км от месторождения проходит железная дорога Калинковичи - Жлобин. Ближайшая железнодорожная станция - Останковичи, расположенная в 7 км от скважины №13 Сосновской.

В орографическом отношении Сосновское месторождение приурочено к северо-восточной части Припятского Полесья, представляющего собой заболоченную, залесенную равнину, значительная часть которой засажена хвойными и лиственными лесами. Абсолютные отметки поверхности земли над уровнем моря колеблются в пределах от +136 м до +144 м.

Гидрографическая сеть представлена реками Ведрич и Сведь, ближайшая судоходная река - Березина. Непосредственно на территории имеется ряд небольших озёр, сеть мелиоративных каналов и небольших водоемов, которые мелеют и пересыхают в летний период. Вблизи месторождения расположено Светлогорское водохранилище.

Климат района умеренно-континентальный, влажный. Средняя температура января составляет -6,6°С, июня +18°С. Среднегодовая температура воздуха +7°С. Среднегодовое количество осадков находится в пределах 550-650 мм. Глубина промерзания грунта - 0,8-0,9 м. Господствующие направления ветров в холодный период года - западные и северо-западные; летом - чаще юго-восточные. Ветры, в основном, несильные и редко достигают скорости 10-15 м/с.

В экономическом отношении район преимущественно сельскохозяйственный. Развито земледелие и животноводство. Промышленность развита в ближайших городах, где имеются предприятия пищевой, машиностроительной, деревообрабатывающей, строительной и химической промышленности. Из полезных ископаемых местного значения в районе работ имеются строительные пески, торф.

В 31 км на юго-восток от месторождения проходит нефтепровод «Дружба». Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе через установку подготовки нефти в Речице, где доводится до товарной кондиции, и сдаётся в нефтепровод «Дружба». По нефтепроводу снабжается сырьём крупнейший в Республике Беларусь Мозырский нефтеперерабатывающий завод. Попутный газ поступает на Белорусский ГПЗ в г. Речица.

Стратиграфически промышленная нефтеносность на Сосновском месторождении связана с подсолевыми (саргаевский, воронежский и семилукский горизонты) и межсолевыми (елецкий горизонт) карбонатными отложениями.

Сосновское нефтяное месторождение открыто трестом «Белнефтегазразведка» в мае 1973 г. скважиной 13, пробуренной в пределах западного блока подсолевой структуры. Промышленные притоки нефти были получены из воронежских и семилукских отложений.

Первооткрывательницей подсолевых залежей нефти на восточном блоке явилась скважина 32, пробуренная в 1975 году, в которой промышленные притоки нефти получены из воронежских, семилукских и саргаевских отложений дебитами 15-581 м³/сут при испытании в открытом стволе и 120-355 м³/сут на 10 мм штуцере при опробовании в колонне.

В декабре 1975 года скважиной 36 открыта елецкая залежь: получены промышленные притоки нефти дебитами 14-103 м³/сут при испытании в открытом стволе и дебитом 210 м³/сут на 10 мм штуцере при опробовании в эксплуатационной колонне

Пробная эксплуатация месторождения начата в декабре 1973 г. вводом в эксплуатацию поисковой скв. 13.

На Сосновском месторождении всего 7 залежей: 2 межсолевых и 5 подсолевых. В плане межсолевые и подсолевые залежи не совпадают.

По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча нефти с начала эксплуатации составила:

елецко-задонский горизонт, всего - 327 тыс. т (1-й блок - 83 тыс. т, 2-й блок - 244 тыс. т);

воронежский горизонт, всего - 115 тыс.т. (зап. блок - 33 тыс. т, вост. блок - 82 тыс. т);

семилукский горизонт, всего - 434 тыс.т (зап. блок - 22 тыс. т вост. блок - 412 тыс.т).

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СОСНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Стратиграфическая и литологическая характеристика

В геологическом строении Сосновского месторождения, как и всего Припятского прогиба, принимают участие породы кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста и осадочного чехла, представленные верхнепротерозойскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями.

Кристаллический фундамент (AR-PR₁) частично вскрыт четырьмя скважинами №№20, 23, 25, 32 и сложен гранитами тёмно-серыми с красноватым оттенком, трещенноватыми, а также гранито-гнейсами серыми, тёмно-серыми, крупнокристаллическими. Вскрытая толщина пород фундамента изменяется от 9.5 м в скв. №20 Сосновской до 24.5 м в скв. №32 Сосновской.

Верхний протерозой (PR2) представлен переслаиванием пестроцветных песчаников и алевролитов с прослоями глин. Толщина его 141,5 м в скв. №32 Сосновской.

Витебско-пярнусский, наровский и старооскольский горизонты (D₂vtb+pr, D₂nr и D₂st) сложены чередованием песчаников, алевролитов с прослоями глин, аргиллитов, иногда мергелей, доломитов и ангидритов. Толщины их составляют соответственно 18 м, 58,5 м и 134,5 м в скв. №32 Сосновской.

Ланский горизонт (D₃ln) представлен песчаниками, алевролитами и глинами. Толщина горизонта изменяется от 14 м в скв. №16 Сосновской до 55 м в скв. №18 Сосновской.

Подсолевой карбонатный комплекс сложен отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и кустовницких слоёв евлановского горизонтов.

Саргаевский горизонт (D3sr) представлен, в основном, доломитами тёмно-серыми с коричневым оттенком, кавернозными, трещиноватыми, с признаками нефтегазоносности. В нижней части разреза преобладают глинистые доломиты. Встречаются редкие прослои известняка, ангидрита. Толщина горизонта колеблется в пределах от 36 м в скв. №16 Сосновской до 47 м в скв. №29 Сосновской.

Семилукский горизонт (D3sm) представлен доломитами мелко-среднезернистыми, реже крупнозернистыми, неравномерно кавернозными, трещиноватыми. Более крупные каверны заполнены ангидритом, кальцитом, некоторые - со слабыми выпотами нефти. Толщина горизонта изменяется от 13 м в скв. №51 Сосновской до 39 м в скв. №21 Сосновской.

Речицкий горизонт (D3rch) сложен глинами и мергелями. Толщина его изменяется от 2.5 м в скв. №29 Сосновской до 11.5 м в скв. №26 Сосновской.

Воронежский горизонт (D3vr) сложен доломитами мелко-среднезернистыми, трещиноватыми, кавернозными с прослоями известняков неравномерно глинистых, иногда сильно доломитизированных. Толщина горизонта изменяется от 42 в скв. №51 Сосновской до 61 м в скв. №№24 и 63 Сосновских.

Кустовницкие слои евлановского горизонта D₃ev(kst) представлены чередующимися известняками, доломитами, ангидритами и мергелями. Толщина слоёв изменяется от 14 м в скв. №31 Сосновской до 44 м в скв. №57 Сосновской. Отложения являются «переходной» пачкой между подсолевым и нижнесоленосным комплексами.

Нижнесоленосный комплекс евлано (анисимовские слои) - ливенского возраста (D3ev(an)-D3lv) представлен каменной солью с прослоями глин, мергелей, глинистых известняков, доломитов и ангидритов. Толщина отложений изменяется от 218.5 м в скв. №19 Сосновской до 356 м в скв. №21 Сосновской.

Межсолевой комплекс включает отложения домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов.

Домановичские отложения (D3dm) представлены мергелями, глинами с прослоями известняков и ангидритов. Толщина отложений изменяется в пределах от 5.5 м в скв. №16 Сосновской до 27 м в скв. №17 Сосновской.

Разрез задонского горизонта (D3zd) представлен чередованием известняков, доломитов и их глинистых и сульфатизированных разностей. Толщина горизонта изменяется в широких пределах от 38.5 м в скв. №72 Сосновской до 193 м в скв. №15 Сосновской.

Литологический состав елецкого горизонта (D3el) в составе туровских и дроздовских слоев, в основном, представлен известняками, реже доломитами. Толщина горизонта изменяется от 76 м в скв. №61 Сосновской до 185 м в скв. №57 Сосновской.

Петриковский горизонт (D3ptr) сложен мергелями, известняками, доломитами и их глинистыми разностями. Толщина горизонта изменяется в широких пределах от 11 м в скв. №65 Сосновской до 34 м в скв. №30 Сосновской.

Верхний соленосный комплекс делится на галитовую и глинисто-галитовую подтолщи. Галитовая подтолща, включающая отложения лебедянского горизонта (D3lb) и найдовских слоев оресского горизонта D3or(nd), сложена каменными солями и несолевыми прослоями. В пределах месторождения отложения подтолщи подвержены интенсивному соляному тектогенезу. Толщина подтолщи колеблется в пределах от 72 м в скв. №24 Сосновской до 1953 м в скв. №55 Сосновской.

Глинисто-галитовая подтолща представлена чередованием каменных солей и несолевых пород (глин, мергелей, ангидритов, известняков глинистых). Толщина подтолщи изменяется от 405 м в скв. №16 Сосновской до 2254 м в скв. №18 Сосновской.

Надсолевая толща сложена верхнедевонскими, каменноугольными, пермскими и мезокайнозойскими образованиями. Представлена толща терригенно-карбонатными породами: известковистыми глинами с прослоями и линзами песчаников, алевролитов и известняков, кварцево-глауконитовыми песками и кварцево-полевошпатовыми песками, мергельно-меловыми породами и обуглившимися растительными остатками. Мощность толщи - до 1720.5 м (скв. №27).

1.2 Тектоника

В тектоническом отношении Сосновская площадь расположена в пределах Речицко-Вишанской ступени поднятий Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба.

Структурно-тектоническое строение месторождения весьма сложное, поскольку здесь присутствуют элементы как разрывной, так и пликативной тектоники, связанные с движением блоков кристаллического фундамента и с проявлением соляного тектогенеза.

Подсолевая структура месторождения представлена двумя блоками: западным и восточным. Залегание подсолевых пород в западном блоке - моноклинальное, направление падения пород - северо-восточное, под углом 6˚. В восточном блоке направление падения пород изменяется от северо-западного до северо-восточного под углом 6˚-8˚.

Западный блок с юго-запада, севера и юго-востока ограничен сбросами. Внутри блок осложнён малоамплитудным сбросом (15 м).

Структура подсолевых отложений восточного блока представляет собой полусвод, ограниченный с юга-запада и востока сбросами. В восточной части блок осложнён малоамплитудным сбросом (порядка 5 м).

Межсолевая структура Сосновского месторождения представлена двумя блоками, которые разделены субширотным бескорневым нарушением, имеющим амплитуду от 30 м до 90 м.

В целом, месторождение характеризуется сложным геологическим строением, особенностью которого является несовпадение структурных планов поверхностей подсолевых и межсолевых отложений.

1.3 Гидрогеологическая характеристика Сосновского месторождения

Пластовые воды елецкого горизонта межсолевого гидрогеологического комплекса Сосновского месторождения, отобранные из скважин №№13, 14, 15, 19, 21, 25, 36, 39, 40, 41, 42, 57 на глубинах 2761-3170 м, являются высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа. Значения общих показателей химического состава (минерализация, плотность, реакция среды), а также содержания основных компонентов приведены в таблице 1.1

Динамическая вязкость рассолов в начальных пластовых условиях, составляет (0,9710-1,2845) · 10^-3 Па · с (в среднем 1,1190 · 10^-3 Па · с).

При снижении давления и температуры в стволах добывающих скважин и на промысловом оборудовании из пластовых рассолов может осаждаться галит. При смешении рассолов с технологическими водами, имеющими высокие концентрации сульфатов и гидрокарбонатов, может осаждаться гипс, ангидрит, кальцит и, реже, доломит.

Попутная вода из скважин, эксплуатирующих залежь нефти елецкого горизонта (скважина №36s2, проба воды от 06.10.2010), по химическому составу является близкой к закачиваемой в пласт соленой подтоварной воде (таблица 1.2). Динамическая вязкость попутной воды в пластовых условиях составляет 0,9212 · 10^-3 Па · с.

Пластовые воды воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов подсолевых карбонатных отложений Сосновского месторождения, отобранные из скважин 14, 28, 29, 30, 31, 35, 57 на глубинах 3304-3514 м, являются высокоминерализованными рассолами хлоридно-кальциевого типа. Значения общих показателей химического состава (минерализация, плотность, реакция среды), а также содержания основных компонентов приведены в таблице 1.3.

Динамическая вязкость рассолов в начальных пластовых условиях, составляет (0,9023-1,4901) · 10^-3 Па · с (в среднем 1,1013 · 10^-3 Па · с).

Попутная вода из скважин, эксплуатирующих залежь нефти семилукского горизонта (скважины 32, 62s2, усредненный химический состав), по химическому составу близка к закачиваемой в пласт соленой подтоварной воде (таблица 1.4). Динамическая вязкость попутной воды в пластовых условиях составляет 0,9278 · 10^-3 Па · с.

Таблица 1.1

Показатели химического состава пластовых вод залежи нефти елецкого горизонта Сосновского месторождения

Таблица 1.2

Химический состав попутной воды, добываемой из залежи нефти елецкого горизонта Сосновского месторождения

Таблица 1.3

Показатели химического состава пластовых вод залежей нефти подсолевых отложений Сосновского месторождения

Таблица 1.4

Химический состав попутной воды, добываемой из залежи нефти семилукского горизонта Сосновского месторождения

1.4 Нефтегазоносность

Стратиграфически промышленная нефтеносность на Сосновском месторождении связана с подсолевыми (саргаевский, воронежский и семилукский горизонты) и межсолевыми (елецкий горизонт) отложениями.

Всего на Сосновском месторождении 7 залежей (5 подсолевых и 2 межсолевых).

Саргаевская залежь приурочена к восточному блоку и вскрыта скважинами 32 и 63.

Тип залежи - пластовая, сводовая, тектонически и литологически экронированная.

Размер залежи - 3,4 * 0,375 * 0,055км.

ВНК по подсолевым залежам восточного блока является единым, т. к. они относятся к единой гидродинамической системе. Абсолютная отметка ВНК установлена по результатам испытаний и составляет -3165 м.

Коллекторами саргаевской залежи являются в основном среднезернистые доломиты, в различной степени глинистые, неравномерно пористые и кавернозные с неравномерным присутствием межзернового глинисто-органического вещества. Нефтенасыщенная толщина составляет 5,6 м и 4,6 м, соответственно. Тип коллектора - каверного-порово-трещинный. Режим работы залежи - упруго-водонапорный.

Проницаемость образцов из саргаевских отложений меняется от 0,02 до 02,83 мкм² /1000, среднее значение -0,00057 мкм². Коэффициент пористости составляет 0,051, коэффициент нефтенасыщенности - 0,849.

Запасы по залежи составляют всего: начальные геологические -100 у.е., начальные извлекаемые - 16 у.е.

Семилукская залежь в восточном блоке вскрыта скважинами 32, 62, 63, 33.

Скважины 16, 35, 26, 64, 75 вскрыли водонасыщенный коллектор за пределами ВНК.

Тип залежи пластовая, сводовая, тектонически ограниченная.

Размер залежи - 5,4 * 0,6 * 0,075 км.

Коллекторами семилукской залежи восточного блока служат перекристаллизованные доломиты, кальцитизированные и сульфатизированные в различной степени трещиноватые и кавернозные. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 20 м (скважина 62) до 3 м (скважина 33).

Коэффициент расчлененности составляет 2,5. Тип коллектора каверного-порово-трещинный. Режим работы залежи восточного блока - упруго-водонапорный со слабым влиянием законтурной зоны.

По лабораторным определениям пористость имеет значения от 4,8% до 5,6%. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности по ГИС для коллекторов восточного блока составляют в среднем 0,066 и 0,864. Трещинная проницаемость эффективных трещин 6,3 - 20,5 мкм²/1000.

Семилукская залежь западного блока вскрыта скважиной 13.

ВНК по подсолевым залежам западного блока является единым, т. к. они относятся к единой гидродинамической системе. Абсолютная отметка ВНК установлена на середине расстояния от нижнего нефтенасыщенного и верхнего водонасыщенного пласта и составляет -3136м.

Тип залежи - пластовая, тектонически ограниченная.

На западном блоке в скважине 13 в семилукском горизонте выделено 13,2 м нефтенасыщенных коллекторов с коэффициентом пористости 0,089, нефтенасыщенности - 0,844.

Ухудшение коллекторских свойств по семилукской залежи наблюдается по мере погружения моноклинали. В скважинах 29 и 16 коэффициент пористости составляет 0,071 и 0,059. Зона улучшенных фильтрационных свойств сосредоточена в узкой полосе вдоль регионального разлома, где собственно и расположена скважина 13. Пористость изменяется от 1,8% до 8,8%.

Запасы по семилукской залежи: начальные геологические - 905 у.е., начальные извлекаемые - 480 у.е.

Воронежская залежь в восточном блоке вскрыта скважинами: 32, 35, 62, 63, 64. Тип залежи - пластовая, сводовая, тектонически и литологически ограниченная.

Коллекторами воронежской залежи восточного блока являются вторичные доломиты в различной степени известковистые и трещиноватые. Стратиграфически коллектора встречены как в отложениях птичских (в основном), так и стреличевских слоев воронежского горизонта. Участок максимальных нефтенасыщенных толщин приурочен к скважинам 63 и 64 (h=10,6м), уменьшение нефтенасыщенных толщин происходит в западном и северо-западном направлениях до 6,6 м в скважине 32 и 3м в скважине 35. Значения коэффициента пористости изменяются от 0,044 (скважина 62) до 0,068 (скважина 32), нефтенасыщенности от 0,669 (скважина 63) до 0,725 (скважина 32) [1].

Тип коллектора - порово-каверного-трещинный

Воронежская залежь западного блока вскрыта скважиной 13. Нефтенасыщенные толщины приурочены к стреличевским и к птичским слоям.

Тип залежи - пластовая тектонически и литологически ограниченная.

В скважине13 нефтенасыщенная толщина коллекторов воронежской залежи западного блока составляет - 18,9 м, из них 11,2 м относятся к стреличевским слоям, остальные - к птичским. Коэффициент пористости равен 0,062, нефтенасыщенности - 0,80. В нефтенасыщенной части разреза западного блока керн не поднят.

Тип коллектора - порово-каверного-трещинный.

Режим работы залежей: на западном блоке - упругий с переходом в режим растворенного газа, на восточном - упруго - водонапорный со слабым влиянием законтурной зоны.

Запасы по воронежской залежи: начальные геологические - 708 у.е., начальные извлекаемые - 154 у.е.

Межсолевая залежь вскрыта скважинами: 21, 36, 39, 50, 54, 60, 66, 67, 68. Залежь приурочена к двум блокам. В первом блоке в пределах контура нефтеносности пробурены скважины 39, 54, 67; во втором - 21, 36,50, 60, 65, 68.

Положение первоначального ВНК по второму блоку соответствует отметке -2630 и определено по характеру насыщения коллекторов по ГИС в скважинах 36 и 60. ВНК I блока принят по аналогии со II, как единый. Тип залежи - пластовая, сводовая, тектонически ограниченная.

Коллекторами межсолевой залежи служат в основном известняки, реже доломиты слабоглинистые, пористо-кавернозные, в разной степени трещиноватые.

В первом блоке максимальная толщина нефтенасыщенного коллектора приурочена к району скважины 39, находящейся в своде, и составляет 29,4м (Kп=0,064, Kн= 0, 63). В скважинах 67 и 54 пробуренных на северо- восточном и юго-восточном крыльях, по результатам интерпретации ГИС, нефтенасыщенные толщины составляют 6,5 и 7,8м, сответственно. В этом же направлении происходит и ухудшение коллекторских свойств. Коэффициент песчанистости составляет 0,22. Коэффициент расчлененности - 4,3.

По первому блоку в пределах контура нефтеносности определение пористости проводилось по керну скважины 39 и составляет при количестве определений открытой пористости 36 - 3,8% (среднее, при изменении от 1,5 до 7,6%); - полной пористости 25 - 4,92% (среднее, при изменении от 1,8% до 10%).

Во втором блоке максимальные нефтенасыщенные толщины приурочены к своду антиклинального поднятия в районе скважин 36, 66, и 68 и составляют порядка 16-18м, причем фильтрационные характеристики выше в районе скважины 36, а во всех направлениях от этой скважины происходит ухудшение коллекторских свойств. Минимальные нефтенасыщенные толщины вскрыты в скважинах 65 и 21 и составляют 1,6 и), причем по оперативным геофизическим данным представленным после бурения скважины, весь коллектор водонасыщен и вскрыт на уровне ВНК.

Коэффициент расчлененности составляет 4. Коэффициет песчанистости - 0,25.

Тип коллектора порово-каверного-трещинный.

По второму блоку в пределах контура нефтеносности определение пористости проводилось по керну скважин 36 и 65. Количество определений открытой пористости - 398, среднее значение - 3,82% (изменение значений от 0,09 до13,8%), полной пористости - 234 определение, среднее значение 4,37% (изменение значений 1,1 до 14,2%). Полученные средние величины полной и открытой емкости свидетельствует о преобладающем выносе керна из плотной части разреза.

Запасы по межсолевой залежи: начальные геологические - 886 у.е., начальные извлекаемые - 381 у.е.

На рис.1.1. представлена структурная карта поверхности елецко-задонского горизонта, на рис.1.2. - геологический разрез по линии I-I.

Сосновское и Пожихарское месторождения

Рис. 1.1 Структурная карта кровли елецкой залежи

Рис. 1.2 Геолого-промысловый профиль по линии I-I

2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ СОСНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

На месторождении выделены объекты разработки:

·   залежь нефти восточного блока саргаевского горизонта,

·   залежь нефти западного и восточного блоков семилукского горизонта,

·   залежи нефти западного и восточного блоков воронежского горизонта,

·   залежи нефти 1-го и 2-го блоков елецкого горизонта.

По состоянию на 1.01.2012 г. залежи нефти восточного блока саргаевского горизонта, западного блока семилукского горизонта, западного и восточного блоков воронежского горизонта не разрабатываются. В настоящее время в разработке находятся залежи нефти восточного блока семилукского горизонта и 1-го и 2-го блоков елецкого горизонта.

2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации, технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки

Залежь нефти первого блока елецкого горизонта

С начала разработки на блоке в пределах контура нефтеносности пробурены поисково-разведочные скважины 39, 54, 61 и эксплуатационная скважина 67. Нефть елецко-задонской залежи смолистая, высокопарафинистая (содержание смол 6,8%, парафинов 6,2%), что приводило к осложнениям в работе подземного оборудования и снижению дебита нефти скважин.

Эксплуатация елецко-задонской залежи 1-го блока Сосновского месторождения начата в марте 1977 г. вводом в работу скважины 39 фонтанным способом с начальным дебитом нефти 10 т/сут. Начальное пластовое давление, замеренное в процессе освоения в июне 1976 года на глубине 2758 м и приведенное к отметке ВНК (- 2617 м), составило 34,8 МПа. Данная величина принята за начальное пластовое давление на I блоке. Через четыре месяца эксплуатации, при отборе из залежи 1373 т нефти, давление снизилось до 25,85 МПа (замер от 12.08.1977 г), дебит нефти до 0,3 т/сут и скважина прекратила фонтанирование (рисунок 3.2.1). На 1 МПа снижения давления отобрано 153,4 т нефти.

В августе 1977 года скважину перевели на механизированный способ эксплуатации (ШГН), дебит увеличился до 20 т/сут безводной нефти. С таким дебитами скважина эксплуатировала залежь до июня 1978 года, после чего дебит нефти снизился до 5-3 т/сут., пластовое давление, замеренное 29.07.1978 г. составило 28,9 МПа.

В июне 1978 года, предварительно выполнив ремонтно-восстановительные работы и перфорацию в интервале 2810- 2865 м, ввели под нагнетание скважину 14. Закачку воды в скважину 14 проводили до декабря 1983 года. Всего в скважину 14 закачали 1218290 м³ воды. Закачка в скважину 14 не отразилась на увеличении пластового давления в добывающей скважине 39 (рис. 2.1).

Рис. 2.1 - График эксплуатации скважины 39

На рис. 2.1. видно, что в период закачки воды дебиты нефти увеличились. С другой стороны увеличение дебитов по скважине 39 можно объяснить НСКО и сменой насосного оборудования, выполненного в декабре 1979 г, после которого дебит нефти с 5,7 т/сут увеличился до 13-21 т/сут.

В процессе работы скважины с целью восстановления дебита в скважине проводили работы по интенсификации притока и смене насосного оборудования.

Проводимые в последующем в скважине мероприятия по интенсификации притока позволяли достичь непродолжительного эффекта (рис.2.1.).

На 1.01.2012 г. скважина 39 работает с дебитом нефти 4,2 т/сут, жидкости 5,6 т/сут, динамический уровень - 1700 м. Скважиной отобрано 64,7 тыс.т нефти, 65,3 тыс.т жидкости. Одной скважиной 39 из залежи отобрано 49,4% начальных извлекаемых запасов нефти и 75,8% всей добычи из залежи.

В феврале 1982 г., для эксплуатации елецкого горизонта в работу фонтанным способом введена скважина 54. Начальный дебит составил 0,4 т/сут безводной нефти, начальное пластовое давление, замеренное на момент ввода скважины в эксплуатацию (02.1982 г.) составило 26,8 МПа.

Уже через месяц, 18 марта 1982 г, в связи с низким дебитом, скважину перевели на механизированный способ эксплуатации (ШГН). Дебит нефти после перевода увеличился до 4,8 т/сут.

Так же как и в скважине 39, работа скважинного оборудования осложнялась из-за парафино-смолистых отложений. Для восстановления дебита, в основном, проводили смену насосного оборудования.

Всего скважиной отобрано 20 тыс.т нефти. На участке залежи, дренируемом скважиной 54, начальные извлекаемые запасы, согласно геологическому моделированию, составляют 25 тыс.т. Если учесть, что скважина дренировала как свой участок, так и основной через проводящий разлом, то со своего участка скважина отобрала 14 тыс.т. Остаточные извлекаемые запасы на участке дренирования скважины 54 составляют 11 тыс.т.

Рис. 2.2 - Показатели работы скважины 39 в 2011 году

Скважину 67 ввели в эксплуатацию механизированным способом (НГ-28) в сентябре 1991 г. с дебитом 0,2-6 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное 06.04.1991 г. на глубине 2830 м составило 27,3 МПа, в пересчете на ВНК (-2617м) - 27,3 МПа.

Скважина пробурена на крыле залежи, вскрыла два пропластка елецких отложений (дроздовские слои) общей мощностью 11 м, открытая пористость которых составляет 5%. В силу низких коллекторских характеристик, скважина низкопродуктивная, эксплуатировалась в периодическом режиме.

С целью увеличения продуктивности выполнялись работы:

01.1993 г. в скважине провели опытно-экспериментальные работы - дренирование УОС. По данным работ Кпрод - 0,28 м³*сут*МПа.

В итоге работы были неэффективны, в июне 1993 г. эксплуатация скважины была прекращена из-за низкого дебита. До декабря 1993 г скважина находилась в бездействии, в декабре 1993 г была законсервирована. В 1995 г скважину ликвидировали, ликвидационный мост установлен в интервале 2625-2880 м.

Всего за два года эксплуатации скважиной отобрано 100 т нефти.

К январю 1992 года из залежи отобрали 50,4 тыс.т безводной нефти или 39,4% от начальных извлекаемых запасов. Отсутствие системы поддержания пластового давления привело к снижению пластового давления до 13,6 - 13,9 МПа в скважинах 39, 54 и до 7,7 МПа в скважине 67. Давления пересчитаны по статическому уровню и не отражают истинной величины пластового давления в залежи.

Динамические уровни на начало 1992 года составляли: в скважине 39- 1300 м, в скважине 54 - 1440 м, в скважине 67- статический уровень составлял 1780 м.

Рис. 2.3 - График изменения пластового давления по скважинам 1-го блока елецкой залежи

В связи с низкими уровнями в январе 1992 года ввели под закачку воды нагнетательную скважину 61. Закачка воды осуществлялась под ВНК, в нижнюю часть елецкого горизонта (туровские слои) до декабря 1995 года, всего в скважину закачали 184,4 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора закачкой в пластовых условиях на 1.01.1996 г. составила 190,8%.

Проводимая в скв.61 закачка значительного влияния на динамику пластового давления в залежи не оказала. На рис.2.3. и рис.2.4. представлены графики показателей разработки и баланс отбора жидкости и закачки воды в пластовых условиях. На рисунке видно, что в период закачки в скважину 61, рост пластового давления не наблюдался.

Рис. 2.4 - Показатели разработки I блока елецко-задонского горизонта Сосновского месторождения с учетом закачки в скв. 61

На рисунках 2.5. и 2.6. видно, что в период закачки в скважину 61 уровни в скважинах 39 и 54 продолжали снижаться.

Рис.2.5 - График изменения динамических и статических уровней по скважине 39

Рис. 2.6 - График изменения динамических и статических уровней по скважине 54

В связи с отсутствием эффекта от закачки, а также по техническим причинам с декабря 1995 г. закачка в скв.61 прекращена. Всего в скважину закачано 184,4 тыс.м³ воды. По состоянию на 01.01.2012 г. скв.61 используется в качестве поглощающей.

В июле 2006 г. с начальной приемистостью 98,6 м³/сут под нагнетание переведена добывающая скв. 54. В процессе закачки, приемистость скважины снизилась до 14 м³/сут при постоянном давлении нагнетания 18,5 МПа. С целью увеличения приемистости в декабре 2008 года в скважине выполнили СКР. В результате работ, приемистость восстановили до 96,7 м³/сут. Повторные работы по увеличению приемистости (СКО) провели в январе 2010 года. Приёмистость с 7,5 м³/сут увеличилась до 20 м³/сут.

Закачка в скважину 54 отразилась на подъеме уровней в скважине 39 с 1610 м (замер от 07.08.2006 г.) до 1140 м (замер от 22.12.2009 г.).

С начала разработки в залежь первого блока елецко-задонского горизонта закачано 199,7 тыс. м³ воды (без учета скважины 14). Текущая компенсация в период закачки в скважину 61 достигала 1900%. С начала закачки в скважину 54 (с 2006 года по 2008 год), текущая компенсация поддерживалась на уровне 90% - 110%. В 2011 году текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях изменялась от 40% до 172%, в среднем за год составила 91,8%.

Таким образом, по состоянию на 1.01.2012 года на залежи сложилась система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурную скважину 54, добыча осуществляется двумя добывающими скважинами 39 и 67.

Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице 2.1.

Фактическая добыча нефти не соответствует проектной, так как в результате восстановления скважины 67 вторым стволом планировалось получить дебит 7 т/сут, фактический дебит составил 0,5-1 т/сут.

Всего на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3 тыс. т нефти, что составляет 65,1% от начальных извлекаемых запасов, остаточные извлекаемые запасы - 45,7 тыс. т, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,280 при проектном 0,429. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда 28,4 тыс. т.

Таблица 2.1

Динамика показателей разработки Сосновского месторождения (первого блока елецкого горизонта)

Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 91,8%, накопленная - 138,8% (с учетом закачки в скважину 61) и 9,9% (без учета закачки в скважину 61).

Залежь нефти второго блока елецкого горизонта

С начала разработки на блоке в пределах контура нефтеносности пробурены поисковая скв.36, эксплуатационные скважины 50, 60, 65, 66, 68. Эксплуатация второго блока елецко-задонской залежи Сосновского месторождения начата 7 июля 1976 г. вводом в разработку фонтанным способом добывающей скважины 36 с дебитом 155,1 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное в декабре 1975 г. на глубине 2731 м и приведенное к отметке ВНК (-2634 м), составило 35,6 МПа. Эта величина принята за начальное пластовое давление на блоке.

В марте 1980 года в связи со снижением пластового давления до 17,9 МПа (замер от 03.1980 г), дебита нефти до 15 т/сут скважину перевели на ШГН. В мае 1983 года провели смену насосного оборудования (ШГН заменили на ЭЦН), затем через 15 дней работы вновь перевели на ШГН, через 7 дней работы вновь на ЭЦН, в марте 1984 - на ШГН.

В сентябре 2004 года в продукции скважины появилась вода удельного веса 1,2 г/см³, начальная обводненность составила 27,3%. За четыре месяца скважина полностью обводнилась, дебит нефти снизился до 0,6 т/сут. По техническим причинам скважину ликвидировали.

Всего скважиной отобрано 165,2 тыс. т нефти (67,7% всей добычи блока).

сентября 1980 г. фонтаном с начальным дебитом 0,13 т/сут введена в эксплуатацию добывающая скважина 50. Начальное пластовое давление, замеренное 06.07.1980 года на глубине 2819 м и приведенное к ВНК (-2634 м), составило 32,06 МПа. На дату ввода скважины 50 пластовое давление в скважине 36, согласно глубинному замеру от 05.03.1980 г., составляло 17,89 МПа. Существенную разницу в величине пластового давления по двум скважинам можно объяснить тем, что скважиной 50 вскрыты пропластки, не вовлеченные в разработку скважиной 36.

Фонтанным способом скважина 50 проработала до июня 1981 г. При работе фонтаном дебит нефти не превышал 0,03 т/сут, скважина практически простаивала. Перевод в июне 1981 г. скважины на механизированную добычу (ШГН) привел к увеличению дебита до 5-7 т/сут.

Рис. 2.7 - Динамика пластового давления по скважинам елецкой залежи 2-го блока

Как показано на рис. 2.7 скважина 50 работала на фоне постоянно снижающегося пластового давления. Начиная с 1986 г., когда давление снизилось до 18-19 МПа, скважину 50 перевели в периодический режим работы с дебитом 0,1 т/сут - 0,03 т/сут. В мае 1990 года в ходе ремонтных работ на глубине 2269 м выявлено нарушение эксплуатационной колонны. В связи с нарушением эксплуатационной колонны в марте 1990 г. скважину 50 ликвидировали по техническим причинам. Всего скважиной отобрано 6,9 тыс.т нефти, что составляет 3,1% от всей добычи нефти по блоку.

На протяжении всего периода работы скважины 50, основными мероприятиями по восстановлению дебита являлись промывки скважины горячей водой и смена насосного оборудования.

17 мая 1990 г. механизированным способом (ШГН) с начальным дебитом 1 т/сут. введена в эксплуатацию добывающая скважина 60. Начальное пластовое давление, замеренное во время освоения 02.01.1990 г. на глубине 2750 м, в пересчете на ВНК (- 2634 м) составило 18,3 МПа, что соответствовало текущему в залежи (рис. 2.3).

В октябре 1996 г. по причине полного обводнения (99%) скважину 60 перевели в контрольный фонд, в ноябре 2002 года, скважину перевели в ППД.

Всего скважиной отобрано 880 т нефти, что составляет 0,4% добычи из блока.

января 1991 г. фонтаном с начальным дебитом 10,5 т/сут безводной нефти введена в эксплуатацию добывающая скважина 66. Скважина пробурена в своде залежи, вскрыла наиболее продуктивный разрез общей нефтенасыщенной мощностью 25,2 м. Для эксплуатации елецких отложений провели перфорацию двух нефтенасыщенных пропластков верхней части разреза в интервале 2782,4-2785,4 м и 2793-2806 м.

Начальное пластовое давление, замеренное 05.12.1990 г. на глубине 2700 м и пересчитанное на ВНК (-2634 м) составило 22,4 МПа, при среднем по залежи. Через четыре месяца работы, в мае 1991 г. в скважине 66 появилась вода (5-7%) с удельным весом 1,22 г/см³. В отдельные месяцы с целью регулирования уровня обводненности скважину эксплуатировали в периодическом режиме.

На протяжении всего периода работы скважины 66, основными мероприятиями по восстановлению дебита являлись промывки скважины горячей водой и смена насосного оборудования.

На 01.01.2012 г. скважина 66 находится в действующем фонде, работает с дебитом нефти 6,0 т/сут, жидкости 9,9% и обводненностью 39,1%. Всего скважиной отобрано 35,5 тыс.т нефти (14, 3% от всей добычи блока), 49 тыс.т жидкости.

В феврале 1992 г. механизированным способом (ШГН) с начальным дебитом 5,3 т/сут безводной нефти введена в эксплуатацию в интервале перфорации 2835-2846 м добывающая скважина 68. Начальное пластовое давление соответствовало текущему в залежи и составляло 17,5 МПа (на ВНК - 2634 м).

В связи с низкими уровнями, уже через несколько месяцев после ввода, скважина переведена в периодический режим работы (Нд - 1600 м).

По состоянию на 01.01.2012 г. скважина 68 находится в действующем фонде, работает механизированным способом (ШГН) с дебитом нефти 5,4 т/сут, безводной нефти.

Всего скважиной 68 отобрано 36,8 тыс.т (14,8% от всей добычи залежи) безводной нефти.

Скважина 36s2 пробурена в 2008 году с использованием части ствола скважины 36 с глубины 1997м.

При испытании в интервале 2724 - 2758 м (открытый ствол) получен приток нефти с газом. Пластовое давление, замеренное на глубине 2600 м в процессе освоения и пересчитанное на ВНК, составило 26,8 МПа, что соответствовало давлению в контрольной скважине 36 (рисунок 3.2.6).

Скважина введена в эксплуатацию в сентябре 2008 года механизированным способом с дебитом 10,6 т/сут безводной нефти. В апреле 2009 года в продукции отмечено появление воды -13,2% с удельным весом 1,22 г/см³. Обводненность скважины нарастала и в октябре 2010 года достигла 99%. В связи с полным обводнением скважину остановили. Всего скважиной отобрано 3,68 тыс.т нефти или 1,5% всей добычи блока. На 1.01.2012 года скважина находится в бездействии.

В марте 1992 года после снижения давления в залежи до 15-17 МПа в дроздовские слои елецкого горизонта организовали закачку воды во внутриконтурную нагнетательную скважину 65. Начальная приемистость составила 80-90 м³/сут, давление закачки - 16,2 МПа. В скважину закачивали сточную воду удельного веса 1,15 г/см³.

В процессе закачки приемистость снизилась до 36 м³/сут, давление закачки увеличилось до 18,2 МПа.

Всего на 1.01.2012 г. в скважину закачано 237,7 тыс. м³ воды.

В силу высокой расчлененности разреза и ухудшенных коллекторских свойств, влияние от закачки затруднено. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях ежемесячно составляла 120-280%.

На рисунке видно, что закачка в скважину 65 отразилась на повышении и стабилизации динамических уровней в добывающей скважине 66. После дострела нижней части разреза влияние от закачки усилилось, что выразилось в дальнейшем подъеме динамического уровня в скважине 66.

В меньшей степени закачка в скважину 65 оказывает влияние на работу добывающей скважины 68. После смены насосного оборудования в скважине 68 и дострела нижней части разреза в скважине 65, добыча нефти увеличилась, что привело к снижению динамического уровня.

С целью увеличения охвата вытеснением, в ноябре 2002 года с приемистостью 21 м³/сут переведена под нагнетание обводнившаяся низкопродуктивная скважина 60. Давление нагнетания составляло 18 МПа.

Текущую компенсацию начиная с ноября 2002 года снизили до 100-200%. Объем закачиваемой воды распределялся поровну между скважинами 60 и 65. В июне 2011 года по технологическим причинам (подготовка и проведение ГРП в скважине 54) основной объем воды (75%) закачали в скважину 65 и 25% в скважину 60. Динамические уровни в добывающих скважинах 66 и 68 не снизились, стабилизировались на глубине 1170-1270 м (рис. 2.8- 2.9).

Рис. 2.8 - Изменение статического и динамического уровня в скважине 66 по данным «шахматки»

Рис. 2.9 - Изменение статического и динамического уровня в скважине 68 по данным «шахматки»

В настоящий момент закачка в залежь ведется скважины 60 и 65. В скважину 65 закачка ведется в дроздовские и верхнюю часть туровских слоев елецкого горизонта, а в скважину 60 лишь в дроздовские слои елецкого горизонта.

В феврале 2010 г по нагнетательным скважинам 60 и 65 были проведены промыслово-геофизические исследования с целью определения принимающих интервалов. По результатам комплексных исследований в скважине 60 жидкость от закачки принимают интервалы 2770-2776 м; 2790-2798 м, в лучшей степени принимает интервал 2794,4-2798 м.

В нагнетательной скважине 65 вода от закачки поступает в интервалы 2823-2827 м, 2831-2840 м, 2844-2847 м, 2861-2863,6 м, 2867-2869 м и ниже глубины дохождения прибора. Нижний интервал перфорации полностью исследованиями не охвачен. Максимальная глубина дохождения прибора - 2872 м. По механической расходометрии на точке ниже глубины дохождения прибора поступает 23,2% закачиваемой воды. По отрицательной термоаномалии можно предположить поступление воды по заколонному пространству вверх до глубины 2816 м.

По состоянию на 01.01.2012 г. в залежь закачано 297,4 тыс.м³ воды. Накопленная компенсация отбора закачкой- 68,8%, текущая - 71,2%.

Таким образом, на залежи сформирована система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурные нагнетательные скважины 60, 65 добыча нефти осуществляется также двумя добывающими скважинами - 66 и 68.

Планировалось выработку остаточных запасов осуществлять действующими добывающими скважинами 66, 68 и восстановленной в 2008 г. вторым стволом скважиной 36. Поддержание пластового давления вести путем закачки воды в нагнетательные скважины 60 и 65.

Проектные решения выполнены, система разработки соответствует проектной. В 2008 году восстановлена вторым стволом скважина 36 с дебитом 10,6 т/сут, при проектном 7 т/сут. Однако, из-за быстрого обводнения скважины 36s2, начиная с 2009 года, проектные уровни добычи нефти не выполняются.

По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи добыто 249 тыс.т нефти, остаточные извлекаемые запасы - 46 тыс.т, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения 0,363 при проектном 0,43. Пластовое давление в среднем по залежи на конец 2011 года составляет 28,5 МПа. Текущая компенсация отбора закачкой - 71,2%, накопленная 68,8%.

Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице 3.2.6,.

На рис. 2.10. представлен график изменения пластового давления в целом по двум блокам елецко-задонской залежи.

Рис. 2.10 График изменения пластового давления в целом по елецкой залежи

На графике видно, что организация ППД в скважину 65 положительно отразилась на стабилизации и даже небольшом подъеме давления в скважинах 2-го блока.

Дострел в июле 1998 года средней части разреза в скважине 65, а так же ввод под нагнетание скважины 60 положительно отразилась как на рост давления второго блока, так и на стабилизации пластового давления в скважине 39 первого блока, что свидетельствует о наличии затрудненной гидродинамической связи между двумя блоками.

В целом по состоянию на 01.01.2012 года в целом из елецкой залежи Сосновского месторождения добыто 334,3 тыс. т нефти.

Таблица 2.2

Динамика показателей разработки Сосновского месторождения (второго блока елецкого горизонта)

Залежь нефти восточного блока семилукского горизонта

С начала разработки в пределах контура нефтеносности пробурены скважины 32, 62, 62s2, 63.

Эксплуатация восточного блока семилукского горизонта начата в феврале 1976 года вводом в разработку добывающей скважины 32. Скважина введена фонтаном с начальным дебитом 223,1 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное в феврале 1976 года на глубине 3200 м в пересчете на отметку ВНК (- 3165 м), составило 39,7 МПа. Через полгода эксплуатации из залежи отобрали 22,2 тыс.т безводной нефти, пластовое давление снизилось до 34,8 МПа (замер от 27.07.1976 г.), на 1 МПа снижения давления скважиной 32 отобрано 3,8 тыс.т нефти.

В дальнейшем давление в скважине продолжало снижаться, несмотря на значительные величины текущей компенсации, достигающие 136-606%. Анализ работы скважины 32 и динамики пластового давления позволяют сделать вывод об отсутствии гидродинамической связи между скважинами 32 и 26. Вследствие этого с мая 1981 года закачка в скважину 26 прекращена. Всего в скважину 26 закачано 572 тыс. м³ воды.

Рис. 2.11 - График эксплуатации скважины 32

Согласно последнему варианту геологического строения, скважина 26 отделена от восточного блока оперяющим нарушением.

Скважина 32 продолжила эксплуатацию залежи без ППД, в связи с чем пластовое давление продолжало снижаться (рис. 2.11).

В апреле 1987 года начата закачка в семилукскую залежь через скважину 64 с приемистостью 500 м³/сут. Пластовое давление к этому времени снизилось до 18,0 МПа (замер от 28.04.1987 г.), отбор нефти составил 115,2 тыс. т (25,6% от извлекаемых запасов), на 1 МПа снижения давления отобрано 5,3 тыс. т. Текущая компенсация отбора закачкой в первые месяцы достигала 770-1480%.

Влияние от закачки в скважину 64 отразилось на увеличении пластового давления до 20,5 МПа (23.07.1987 г), к марту 1988 года пластовое давление выросло до 38,0 МПа, при накопленной компенсации отборов жидкости закачкой 23,1%.

В последующем, в связи с достаточной величиной пластового давления для фонтанирования скважины 32, проводилось регулирование объемов закачки в скважину 64. В результате снижения закачки (текущая компенсация не превышала 10-25%) давление в залежи в районе скважины 32 постепенно снижалось. Начиная с середины 1992 года и до настоящего времени, давление в скважине не превышает 22,4-29 МПа (рис. 2.11).

На 1.01.2012 года скважина 64 остановлена по технологическим причинам, закачка воды в залежь не ведется с июня текущего года. В 2011 году скважиной закачано 1,21 тыс. м3 воды, накопленная закачка составляет 48,8 тыс. м³.

В январе 1997 года в продукции скважины 32 появилась вода 4,5% удельного веса 1,2 г/см³. В апреле 1997 года выполнили промыслово-геофизические исследования, в результате которых работающие интервалы четко определить невозможно, т.к. верхний интервал перекрыт НКТ, а нижний обследован не полностью из-за остановки приборов. Предположительно работает интервал 3238-3243 м (sm).

С целью выработки остаточных запасов нефти в 1988 и 1996 г.г. в эксплуатацию на залежь семилукского горизонта введены добывающие скважины 62 и 63.

Скважина 62 введена в эксплуатацию 30.11.1988 г. фонтаном с начальным дебитом 28,6 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное в скважине во время опробования в эксплуатационной колонне на глубине 3300 м, составило 36,5 МПа, в пересчете на отметку ВНК (-3165 м)-37,0 МПа (замер от 28.09.1988 г.). Текущее давление в работающей скважине 32 при этом составляло 36,6 МПа (замер от 22.09.1988 г.).

До конца 1992 года скважина фонтанировала с дебитом 0,6-20 т/сут безводной нефти. После отбора 16,1 тыс. т нефти (02.1993 г.), несмотря на периодическую эксплуатацию, отмечено резкое обводнение добываемой продукции, а также сильное засоление оборудования.

После проведенных водоизоляционных работ скважина эксплуатировалась механизированным способом (ШГН) в периодическом режиме с дебитом жидкости 0,3-3 т/сут. Присутствие воды в продукции в связи с периодической эксплуатацией отмечалось редко.

В пробуренной в 1995 году скважине 63 в результате освоения саргаевских отложений в интервале 3385-3393 м приток нефти составил 2,9 м³/сут. При освоении без установки цементного моста совместно семилукско-саргаевских отложений в интервалах 3385-3393 м (D₃sr) и 3358-3374 м (D₃sm) получен приток нефти дебитом 60 м³/сут на штуцере 6 мм. Начальное пластовое давление, замеренное при испытании в колонне совместно семилукских и саргаевских отложений в декабре 1995 года на глубине 3300 м, составило 33,9 МПа, в пересчете на отметку ВНК (-3165 м)-34,8 МПа.

В январе 1996 года фонтаном с начальным дебитом 56 т/сут безводной нефти скважина введена в эксплуатацию. Уже в мае 1996 года в полученной продукции отмечено появление воды (43%, вода пластовая удельный вес 1,22 г/см³). Проведенные 06-07.1996 г. в скважине работы по отсечению обводнившихся интервалов оказались безрезультатными, обводненность после проведенных мероприятий составила 98%.

В связи с полным обводнением в январе 1997 года скважину 63 перевели на воронежский горизонт.

Всего из семилукской залежи скважиной 63 отобрано 4,365 т нефти.

С целью изменения направления фильтрационных потоков и снижения темпов обводнения скважины 32, в августе 2005 года с приемистостью 210 м³/сут была введена под закачку на семилукский горизонт скважина 75. В это же время была прекращена закачка в нагнетательную скважину 64.

В период закачки в скважину 75 текущая компенсация поддерживалась на уровне 80-135%. Однако, влияния на поведение пластового давления в скважине 32 закачка воды в скважину 75 не оказала

На рис. 2.12 представлен график изменения пластового давления в добывающих скважинах, согласно которому видно, что закачка воды в скважину 64 оказывала влияние на рост пластового давления в скважине 32.

Рис. 2.12 - График изменения пластового давления по скважинам семилукской залежи восточного блока

В ноябре 2010 года с глубины 2715 м пробурен второй ствол скважины 62s2. По данным ПГИ нефтенасыщенный коллектор выделен в воронежских, семилукских и саргаевских отложениях. В ноябре 2010 года скважину ввели в работу механизированным способом (ШГН) с дебитом жидкости 11,1 т/сут, обводненностью - 99,1% (удельный вес воды - 1,17-1,19 г/см³). В декабре 2010 года в скважине провели работы по определению работающих интервалов на притоке при компрессировании. В результате выполненных исследований выделяется основной работающий интервал 3394,5-3398,5 м (sm).

На 1.01.2012 года скважина 62s2 находится в бездействующем фонде, всего скважиной отобрано 41 т нефти, 80 т жидкости.

На 01.01.2012 года разработка залежи осуществляется добывающей скважиной 32 с закачкой воды в скважину 64. В связи с обводнением скважина 32 работает в периодическом режиме с дебитом нефти 6,4 т/сут, жидкости - 8,2 т/сут, обводненностью добываемой продукции - 22%. Текущее пластовое давление в скважине 23,8 МПа (замер от 25.11.2008 г.). Всего скважиной добыто 387,2 тыс.т нефти.

Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице 2.3.

Залежь нефти восточного блока воронежского горизонта

Разработка залежи начата в октябре 1976 года скважиной 35, в которой при спуске эксплуатационной колонны, дальше глубины 3282 м колонна не пошла. В интервале воронежского горизонта с 3282 м до 3413 м - открытый ствол. Для изоляции водонасыщенных слоев семилукского горизонта в интервале 3413-3460 м установили цементный мост. Нижняя водонасыщенная часть воронежского горизонта осталась не изолированной.

Скважина 35 введена фонтаном со среднесуточным дебитом нефти 159 т/сут. Пластовое давление, замеренное в процессе бурения в открытом стволе на глубине 3360 м и приведенное к отметке условного ВНК (-3165 м) составило 39,6 МПа.

В первый месяц работы скважиной отобрано 4349 т нефти с обводнением 28%. Начиная с ноября 1976 года дебит нефти резко снизился до 0,2 т/сут безводной нефти.

В июле 1980 года при смене насоса печать дошла до глубины 940 м. Фрезом дошли до глубины 3150 м, глубже проходки не было.

До 1.01.87 г. скважина работала в периодическом режиме с дебитом не выше 0,03-1 т/сут безводной нефти. В январе 1987 г. скважину перевели на постоянную работу с дебитом жидкости 11-12 т/сут. В результате увеличения отборов жидкости обводненность добываемой продукции увеличилась до 99,4%.

В мае 1991 г провели изоляционные работы. При последней заливке НКТ оказались прихваченными, поднять НКТ не удалось. Скважину ликвидировали по техническим причинам в сентябре 1992 г.

На 01.01.2012 г. скважиной отобрано 8245 т нефти и 4458 т воды.

В ноябре 1976 года с семилукского горизонта для эксплуатации воронежских отложений переведена добывающая скважина 32. Скважину ввели фонтанным способом, начальный дебит составил 192 т/сут безводной нефти, начальное пластовое давление, замеренное в открытом стволе 15.04.1975 г. на глубине 3200 м в пересчете на ВНК (-3165 м) составило 38,6 МПа.

.01.1997г. с семилукского на воронежский горизонт переведена скважина 63. С целью изоляции семилукского и перевода на воронежский горизонт в интервале 3346-3365 м установили цементный мост и выполнили перфорацию (ГПП) воронежского горизонта в интервалах 3306-3310 м, 3332--3327 м, 3336-3339 м и 3341-3344 м.

Скважина введена фонтанным способом с начальным дебитом 43,3 т/сут безводной нефти. Замер пластового давления, выполненный БелНИПИ 20.02.1997 г., составил 19,38 МПа, при давлении насыщения нефти газом 20,2 МПа.

Таблица 2.3

Динамика показателей разработки Сосновского месторождения (восточного блока семилукского горизонта)

Скважина эксплуатировала залежь фонтанным способом с дебитом 24-30 т/сут до апреля 2001 года. В мае 2001 года дебит резко снизился до 2,8 т/сут, к концу 2001 года дебит снизился до 0,1 т/сут. В связи с низким дебитом скважину остановили и перевели в контрольный фонд.

В мае 2008 года скважину из контрольного фонда вновь ввели в работу фонтанным способом с дебитом 0,1 т/сут безводной нефти. Через полгода, в октябре 2008 г. в продукции скважины появилась вода (66,7%) удельного веса 1,17-1,18 г/см3. В ноябре скважину перевели на механизированный способ эксплуатации (НВ - 32) и ввели в работу с дебитом жидкости 7,9 т/сут, обводненность продукции выросла до 97,8%. С такой обводненностью скважина проработала до июля 2009 года и была остановлена. В настоящее время скважина находится в контрольном фонде. Всего из воронежской залежи скважиной отобрано 33,7 тыс.т нефти, 34,7 тыс.т жидкости.

.1998 г. с семилукского на воронежский горизонт переведена добывающая скважина 62 с начальным дебитом 4,6 т/сут безводной нефти, работавшая фонтанным способом. Начальное пластовое давление составило 24,77 МПа. Через месяц работы давление в скважине 62 составило 19,4 МПа (замер 6.03.98 г.), что соответствовало текущему в скважине 63. Скважина эксплуатировала залежь до декабря 2001 года со среднесуточным дебитом безводной нефти 0,5-1 т/сут. В январе 2002 года скважину перевели в контрольный фонд как низкодебитную. Всего из воронежской залежи скважиной 62 отобрано 6,543 тыс. т безводной нефти.

В целом на 1.01.2012г. из воронежской залежи восточного блока отобрано 81,7 тыс. т (65,9% от НИЗ утвержденных ГКЗ). Остаточные запасы залежи составляют 42,3 тыс.т.

На рис. 2.13 представлен график изменения пластового давления по добывающим скважинам воронежской залежи восточного блока.

Рис. 2.13 - График изменения пластового давления по скважинам воронежской залежи восточного блока

На рисунке видно, что при снижении пластового давления в залежи до давления насыщения и ниже в марте 1998 года начата закачка воды в нагнетательную скважину 64. Приемистость скважины составляла 70 м3/сут, давление на устье 16,5 МПа. В июне 1998 года в скважине был приобщен семилукский горизонт и с июля 1998 года начата совместно-раздельная закачка воды в семилукский и воронежский горизонты. По результатам радиогеохимических аномалий (РГА) оценены как слабопринимающие в воронежском горизонте интервалы 3288-3290 м, 3294-3295,5 м; и как хорошо принимающие в семилукском горизонте 3344-3349 м, 3351-3356 м, 3357-3358 м. Суточная приемистость распределена между горизонтами так: 150-250 м3/с в семилукский и 70-150 м3/с в воронежский горизонт.

Динамика технологических показателей разработки восточного блока воронежского горизонта приведена в таблице 2.4.

Залежь нефти западного блока семилукского горизонта

Продуктивные отложения семилукского горизонта на западном блоке вскрыты скважиной 13.

При испытании в открытом стволе саргаевского горизонта в интервале 3275-3311 м притока жидкости не получено, при испытании совместно семилукского и верхней части саргаевского горизонта в интервале 3254-3275 м получен приток газонефтяной смеси.

В колонне испытания саргаевского горизонта не проводили. При опробовании в эксплуатационной колонне семилукско-саргаевских отложений в интервале 3256,6-3277 м на 10 мм штуцере получен приток нефти дебитом 97 м³/сут.

По данным геофизических исследований, выполненных с целью определения технического состояния колонны, в интервале 3256,6 - 3267 м (ниже прибор не проходил) установлено нарушение колонны. В связи с нарушением эксплуатационной колонны, полученным в ходе спуска кумулятивных зарядов, на глубине 3238 м был установлен цементный мост и перешли к испытанию воронежских отложений в интервале 3232-3197 м.

Отсутствие исследований не позволяет сделать вывод об объеме дренирования скважиной 13 семилукской залежи. Однако фактическая добыча нефти на воронежском горизонте на 14 тыс.т превышала величину начальных извлекаемых запасов, что можно объяснить только совместной эксплуатацией семилукского и воронежского горизонтов из-за нарушения эксплуатационной колонны. В результате все количество добытой нефти скважиной 13 поделено пропорционально емкостно-фильтрационным свойствам коллекторов воронежского и семилукского горизонтов. В итоге, на воронежский горизонт приходится 33 тыс. т нефти, на семилукский - 22 тыс. т нефти, остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 2 тыс.т.

Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице 2.5.

Таблица 2.4 - Динамика показателей разработки Сосновского месторождения (восточного блока воронежского горизонта)

Залежь нефти западного блока воронежского горизонта

Эксплуатация воронежских отложений начата в декабре 1973 года скважиной 13. Скважину ввели в работу фонтанным способом со среднесуточным дебитом 59,5 т/сут безводной нефти. Начальное пластовое давление, замеренное на глубине 3214 м и приведенное к отметке ВНК (-3136 м), составило 37,4 МПа.

В процессе работы, пластовое давление снижалось и в июле 1974 достигло 22,83 МПа (замер от 18.07.1974 г.) при давлении насыщения нефти газом 24,7 МПа, дебит нефти снизился до 6,7 т/сут. Разработка залежи продолжилась на режиме растворенного газа.

В дальнейшем давление в скважине продолжало снижаться, и в 1978-1981 г.г. стабилизировалось на уровне 12-13 МПа. Начиная с 1982 года, замеры пластового давления в скважине не проводились.

В связи со снижением дебита нефти до 0,02 т/сут и нерентабельностью дальнейшей эксплуатации в декабре 1986 года скважину остановили с последующей ликвидацией. Всего скважиной отобрано 33 тыс.т безводной нефти, остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 8 тыс.т.

Таблица 2.5

Динамика показателей разработки Сосновского месторождения (западного блока семилукского горизонта)