Копия ДП Зубков готовый НОРМА. Цель дипломной работы повышение коэффициента нефтеотдачи на примере разработки Соколовского месторождения
 Скачать 0.63 Mb.
|
 Рисунок 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 Соколовского месторождения добыто 334,3 тыс. т нефти. 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. 29.01.1997г. 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. 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. 01.1998 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 рисунке 2.11 представлен график изменения пластового давления по добывающим 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.  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. |