Файл: Цель дипломной работы повышение коэффициента нефтеотдачи на примере разработки Соколовского месторождения.docx

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.



Рисунок 2.11 – График изменения пластового давления по скважинам воронежской залежи восточного блока

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.

---

---

2.2 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.

С целью организации поддержания пластового давления на западном блоке в 2007 году предпринята попытка по восстановлению ликвидированной скважины 29. В

ходе работ установлено нарушение эксплуатационной колонны 168 мм на глубине 2614 м. По техническим причинам скважину ликвидировали в августе 2007 года.

Для выработки остаточных запасов подсолевых отложений западного предусматривалось выработку остаточных запасов вести скважиной 13 после проведения в ней в 2008 г. ремонтно-восстановительных работ. В случае невозможности проведения РВР в скважине 13 рекомендовалось восстановление ее вторым стволом. С целью организации ППД планировалось пробурить в 2010 г. нагнетательную скв.81.

Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице 2.6.

2.3 Анализ выработки запасов нефти из пластов

В целом по Соколовскому месторождению на 01.01.2012 г. отобрано 884,6 тыс. т нефти (80,8% от НИЗ) и 916,5 тыс. т жидкости.

В том числе накопленная добыча нефти из елецко-задонской залежи 2-го блока составляет 249 тыс. т или 28,1% общей добычи. Из семилукской залежи восточного блока – 413,6 тыс. т или 46,8% общей добычи. Остальные залежи обеспечили 25% добычи нефти.

Остаточные запасы нефти в целом по месторождению составляют 210,4 тыс.т. Основной объем остаточных извлекаемых запасов нефти – 39,4% сосредоточен в елецко-задонской залежи 1-го и 2-го блоков, 25,5% - в семилукской залежи и 17,5% - в воронежской залежи восточного блока.

---

Залежь нефти елецкого горизонта первого блока

Залежь нефти I-ого блока приурочена к дроздовским слоям елецкого горизонта. Залежь массивная, полусводовая, тектонически-ограниченная с юга, с остальных сторон границей является условный контур нефтеносности, проведенный на абсолютной отметке - 2617 м. В скважинах выделяют от 2-х (скв.67) до 6 (скв.39) пластов – коллекторов, разделенных непроницаемыми пропластками. Коэффициент расчлененности – 3,3. Коэффициент доли коллекторов равен 0.05 доли ед.

Наилучшими фильтрационными и коллекторскими свойствами характеризуется сводовый участок залежи в районе скважины 39 с нефтенасыщенной мощностью 22,3 м, открытой пористостью – 6,2%. К крыльям залежи, в районе расположения скважин 54 и 67 отмечается ухудшение коллекторских свойств. Нефтенасыщенные толщины в районе

указанных скважин уменьшаются до 4,5 и 8,3 м соответственно.

В выработке запасов нефти залежи I – ого блока принимали участие скважины 39, 54 и 67. О характере выработки запасов нефти на блоке можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам на 01.01.2012 г.:

нефть, т жидкость, т

Скв.39 64700 65300

Скв.54 20013 20013

Скв.67 629 710

Карта накопленных отборов по скважинам первого блока елецкой залежи приведена на рисунке 2.12.



Рисунок 2.12 – Карта накопленных отборов по состоянию на 01.01.2012. Соколовское месторождение, елецкая залежь (1 блок)



Рисунок 2.13 - График изменения годовой добычи нефти с ГТМ и без ГТМ в период 1977 – 2011 гг. елецкой залежи 1 блока
Проведенные ГТМ по скважинам 39 и 54 (интенсификация притока) в 1999 году, смена насосного оборудования в 2003 году по тем же скважинам и оптимизация насосного оборудования в 2010 году в скважинах 39, 67 позволили компенсировать потери и поддержать годовую добычу нефти на уровне 1,5-2,0 тыс.т.
До января 1992 г. залежь разрабатывалась на упругом режиме. За этот период из залежи отобрано 50,4 тыс.т безводной нефти, коэффициент использования запасов составил 38,5%, текущий коэффициент нефтеотдачи 0,165 при проектном 0,43. В том числе скважиной 39 за счет упругих сил из залежи отобрано 38 тыс. т или 75,4% всей добычи.

В январе 1992 года была пробурена и введена под закачку воды нагнетательная скважина 61. Закачка воды осуществлялась под ВНК, в нижнюю часть елецкого горизонта (туровские слои), в то время как

---

добыча велась из верхней части разреза, дроздовских слоев. Эффекта от нагнетания в скважину 61 не было, так как закачка велась в пласты, гидродинамически не связанные с коллекторами в добывающих скважинах.

В 2006 г. под нагнетание переведена добывающая скв.54. Перфорацией вскрыты дроздовские слои елецкого горизонта в интервале 2794-2805 м. На 01.01.2012 г. в скважину 54 закачано 15,3 тыс.м³ воды с удельным весом 1,17 г/см³.

По результатам геофизических исследований вода от закачки поступает в дроздовские слои елецкого горизонта и распределяется по интервалам перфорации:

- 2790-2791 м – 1%;

- 2794-2800 м – 73%;

- 2802-2805 м – 26%.

По данным моделирования вода от скважины 54 по дроздовским слоям елецкого горизонта оказывает влияние на работу скважин 39 и 67.

По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3 тыс. т нефти (65,1% от НИЗ), жидкости – 85,9 тыс.т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,28 при проектном 0,429. Текущий темп отбора от НИЗ – 1,8%. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда составил 28,4 тыс.т. Остаточные извлекаемые запасы нефти – 45,7 тыс. т, на одну скважину действующего фонда приходится 45,7 тыс.т.

Добывающие скважины 39 и 67 с начала ввода в работу и до настоящего времени эксплуатируются без воды.

В целом, выработку запасов нефти следует оценить как эффективную. Существующая система разработки залежи с предложенными геолого-техническими мероприятиями обеспечит выработку запасов и достижение проектного КИН.

Залежь нефти II– ого блока елецко-задонского горизонта

Продуктивные отложения на залежи вскрыты скважинами 21, 36, 50, 60, 65, 66 и 68. В скважинах выделено от 1 (скв.21, 65) до 6-9 (скв.36, 66, 68) пластов-коллекторов, нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 м (скв. 65) до 25,2 м (скв.36, 66, 68). По геофизическим данным среднее значение пористости равно 6,1%, нефтенасыщенности – 72%. Залежь нефти второго блока приурочена к дроздовским слоям елецкого горизонта

В марте 1992 г. организована система поддержания пластового давления во внутриконтурные нагнетательные скважины 60 и 65. В скважину 65 закачка воды ведется в дроздовские и верхнюю часть туровских слоев елецкого горизонта. Влияние от закачки в скважину 65 в большей степени испытывает скважина 66, эксплуатирующая дроздовские слои. В меньшей степени закачка влияет на скважину 68, в которой проперфорирована только верхняя часть дроздовских слоев.

---