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

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).

Таблица 1.2 - Химический состав попутной воды, добываемой из залежи нефти елецкого горизонта Соколовского месторождения

Плотн., г/см3	Минер., г/дм3	рН	Содержание макрокомпонентов, мг/дм3
			Cl-	HCO3-	SO42-	Ca2+	Mg2+	Na++K+
1,210	292,7	5,1	182619	48,8	376,8	31313	4860	73511

Динамическая вязкость попутной воды в пластовых условиях составляет 0,9212 10^-3 Па ·с. Пластовые воды воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов подсолевых карбонатных отложений Соколовского 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.

Таблица 1.3 - Показатели химического состава пластовых вод залежей нефти подсолевых отложений Соколовского месторождения

Наименование показателей	Количество исследованных		Содержание, мг/дм3
	скважин	проб	Диапазон изменения	Среднее значение
Минерализация, г/дм3	7	21	308,10-402,60	355,27
Плотность, г/см3	7	21	1,230-1,268	1,248
рН	6	18	4,70-7,00	5,90
Хлориды	7	21	202370-252286	223348
Сульфаты	7	21	100,0-698,0	266,8
Гидрокарбонаты	5	12	134,2-700,0	440,9
Кальций	7	21	47615-81408	64720
Магний	7	21	5340-11430	7484
Натрий + калий	7	21	44497-73290	57124
Бром	7	21	2421-4296	3398
Аммоний	7	21	381,6-750,0	615,3
Йод	7	21	1,90-42,00	25,53

---

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 1.4 - Химический состав попутной воды, добываемой из залежи нефти семилукского горизонта Соколовского месторождения

Плотн., г/см3	Минер., г/дм3	рН	Содержание макрокомпонентов, мг/дм3
			Cl-	HCO3-	SO42-	Ca2+	Mg2+	Na++K+	Br-
1,220	312,4	5,1	194675	123,0	279,6	34870	4951	77156	1705

---

1.5 Нефтегазоносность

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

Всего на Соколовском 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 мкм

---

²/1000.

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

Соколовское и Пожихарское месторождения



Рисунок 1.1 - Структурная карта кровли елецкой залежи



Рисунок 1.2 - Геолого-промысловый профиль по линии I-I

2 Расчетно-техническая часть

2.1 Анализ текущего состояния разработки Соколовского 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.

2.1.1 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 Соколовского 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 , в соответствии с рисунком 2.1.



Рисунок 2.1 - График эксплуатации скважины 39

На рисунке 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.

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

---