Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Учреждение образования « Гомельский государственный университет

имени Франциска Скорины »

Геолого-географический факультет

Кафедра поиска и разведки полезных ископаемых

Дипломная работа

Геологическое строение Вишанского нефтяного месторождения и рациональная разработка межсолевых и подсолевых залежей нефти

(Припятской впадины)

Исполнитель: студентка группы РВ-51 Кукса Т.В.

Руководитель: канд. геолого-минер. наук, доцент Пименов Г.В.

Рецензент: зам. директора ОАО “ Дельта” Нургалеев Р.М.

канд.экон. наук, академик БИА и МИА

СОДЕРЖАНИЕ:

Введение

1. Геологическое строение района месторождения

1.1 Стратиграфия

1.2 Тектоника

1.3 Нефтегазоностность месторождения

1.4 Физико-литологическая характеристика коллекторов

2. Геологические основы разработки нефтяных месторождений

2.1 Подготовка месторождения к разработке

2.2 Общие понятия и классификация систем разработки

2.3 Разработка нефтяных месторождений

2.4 Разработка отдельного нефтяного пласта

2.5 Выбор рациональной системы разработки

3. Анализ разработки Вишанского нефтяного месторождения

3.1 Сопоставление данных, анализ и прогнозирование перспективности действующей системы разработки

3.2 Рекомендуемые мероприятия по усовершенствованию фонда скважин

4. Мероприятия по охране окружающей среды

Заключение

Список используемых источников

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

ВНК водонефтяной контакт

г. год

ГИС геофизические методы исследования скважин

м метр

НИЗ начальные извлекаемые запасы

ППД повышение пластового давления

скв. скважина

ТИЗ текущие извлекаемые запасы

ЭЦН электроцентробежный насос

ШГН штанговый глубинный насос

ВВЕДЕНИЕ

Со временем, в ходе разработки и добычи нефти, на месторождениях республики Беларусь относительно легко извлекаемые запасы были исчерпаны, остались трудноизвлекаемые, из обводненных залежей, нефти, характеризующиеся высокой вязкостью либо малыми запасами. Однако, для разработки этих запасов старые стандартные системы неприменимы. Но традиционно известно, что применение новых физических эффектов требуют еще более высоких затрат. Поэтому дело не в новых или старых методах, а в создании новой эффективной системы из старых и новых методов, их композиции [31,с. 5-6].

Основной задачей дипломной работы “Геологическое строение Вишанского месторождения и рациональная разработка подсолевых и межсолевых залежей нефти (Припятской впадины)” является изучение модели геологического строения Вишанского месторождения (рисунок 1), анализ имеющихся данных о нефтеносности и структуре месторождения, и как вывод из всего этого - некоторые рекомендации о направлении разработки данного нефтяного месторождения.

Так как с 1980 г. в описание геологического строения не вводилось никакой новой информации можно считать модель строения рассматриваемого месторождения достаточно изученной. Главным вопросом на данный момент является рациональное использование имеющихся ресурсов, разработка более совершенных методов выработки остаточных запасов нефти.

Особенностью выработки запасов Вишанского месторождения является эксплуатация продуктивных горизонтов подсолевой залежи (саргаевского, семилукского, воронежского) как единого объекта разработки. Несмотря на то, что между ними нет непроницаемых перемычек и они, скорее всего, связаны гидродинамически между собой системами субвертикальных трещин растяжения и скалывания [30, с.82], различие продуктивных горизонтов по фильтрационно-емкостным свойствам определяет неравномерность добычи и выработки запасов.

На 01.01.2003г. остаточные извлекаемые запасы составляют 9234 усл. единиц. Для добычи такого количества остаточных запасов из уже заводненной залежи потребуется изменить существующую систему разработки - закачку для ППД вести под контур, эксплуатацию продуктивных горизонтов осуществлять снизу-вверх и отдельно для каждого горизонта, выбрать оптимальный режим отбора, изучив работу скважин, дающих рентабельную продукцию длительное время при высокой обводненности.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА И МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Стратиграфия

вишанский месторождение скважина

В геологическом строении Вишанского месторождения принимают участие породы кристаллического фундамента архейско-протерозойского (AR+PR2) возраста и мощная осадочная толща отложений верхнепротерозойского (PR1), палеозойского (PZ), мезозойского (MZ) и кайнозойского (KZ) времен .

В настоящем разделе учтен накопившийся с 1980 г. материал, не внесший, однако, существенных изменений в представление о геологическом строении района и месторождения [18, c. 12].

Отложения кристаллического фундамента вскрыты несколькими скважинамии в свою очередь представлены гранитами мелко- и среднекристаллическими темно-серыми с красноватым оттенком. Максимальная вскрытая толщина 134,7 м (скв. 7). Глубина залегания фундамента 3474,0-3831,0 м.

В осадочном чехле относительно региональных соленосных отложений выделяется ряд толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная (рисунок 2), нижняя соленосная, межсолевая (рисунок 3), верхнесоленосные (галитовая и глинисто-галитовая) и надсолевая.

Отложения подсолевой терригенной толщи представлены породами верхнепротерозойской эратемы (PR2) и девонской системы палеозойской эратемы (PZ) в составе витебско-пярнуского (D21vtb-pr), наровского (D21nr), старооскольского (D22st) и ланского (D31ln) горизонтов. Залегают отложения несогласно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически представлены песчаниками от крупнозернистых до мелкозернистых с прослоями глин и мергелей, аргиллитами, глинами, алевролитами. Окраска пород темно-серая, зеленовато-серая. Толщина терригенной толщи 534,8 м (скв.1) - 208 м (скв. 6). Ланские отложения в пределах Вишанской структуры являются промышленно нефтеносными.

Подсолевая карбонатная толща в составе пород саргаевского (D13 sr), семилукского (D13sm), речицкого (D13rch), воронежского (D13vr) и кустовницких слоев евлановского (D13ev,kst) горизонтов согласно залегает на поверхности ланских отложений подсолевой терригенной толщи. К этой части разреза во всем Припятском прогибе приурочены промышленные скопления нефти. На Вишанской площади нефтеносными являются породы воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов.

Отложения саргаевского горизонта (D13 sr) залегают согласно на ланских. Нижняя часть разреза преимущественно глинистая, сложенная доломитами плотными, глинистыми, кавернозными и трещиноватыми, часто ангидритизированными; встречаются глинистые известняки, ангидриты, а также тонкие прослои доломитовых мергелей и глин. Вверху залегают породы с преобладанием карбонатной составляющей - это доломиты, доломитизированные известняки, известковистые доломиты. По порам, кавернам и трещинам сильно доломитизированных известняков и доломитолв - примазки и капельные выпоты нефти. Средняя толщина отложений 41,6 м.

Семилукские отложения (D13sm) в основании разреза сложены карбонатными и глинисто-карбонатными породами. Это в основном доломиты, изредка доломитизированные известняки и известковистые доломиты с тонкими невыдержанными прослоями доломитовых глин и мергелей. Вверху разреза залегают более чистые вторичные доломиты местами с линзовидными прослоями глинистых пород. По порам, кавернам и трещинам - битуминозное вещество, пирит, ангидрит, нефть, иногда каменная соль. Отмечены стилолитовые швы, выполненные черным глинистым веществом. Верхняя часть семилукских отложений эродирована. Семилукский горизонт является основным нефтеносным горизонтом Вишанского месторождения. Толщина отложений 25,7 м в среднем.

Отложения речицкого горизонта (D13rch) залегают несогласно на семилукских отложениях и представлены доломитами, доломитовыми мергелями и глинами серыми с маломощными прослоями глинистых или доломитизированных известняков, доломитов и ангидритов. Средняя толщина горизонта составляет 5,9 м.

Породы воронежского горизонта (D13vr) представлены преимущественно доломитами, реже доломитизированными известняками серых тонов, мелко- и тонкозернистыми, массивными, крепкими, участками кавернозными, трещиноватыми, со стилолитами. Трещины и каверны заполнены нефтью или ангидритом, пиритом, каменной солью, глинистым материалом [18,c.13]. Толщина горизонта в среднем 29 м.

Завершают разрез подсолевой карбонатной толщи отложения кустовницких слоев евлановского горизонта (D13ev,kst). Отложения являются “переходной” пачкой между подсолевой и нижнесоленосной толщами. Литологически представлены чередующимися глинами, ангидритами, глинистыми известняками, доломитами. Толщина кустовницких слоев 50 м в среднем.

Нижнесоленосная толща представлена отложениями евлановского (анисимовские слои) и ливенского горизонтов (D13lv+ev,an). В основном это каменная соль с многочисленными несолевыми прослоями известняков, ангидритов, доломитов. В основании толщи залегают переслаивающиеся глинистые, карбонатно-сульфатные и терригенные породы с прослоями каменной соли. Нижняя соленосная толща имеет повсеместное распространение, толщина изменяется от 6 м до 334 м.

Межсолевая толща в составе отложений домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов залегает на ливенских отложениях. Домановичский горизонт (D13dm) представлен темно-серыми мергелями с прослоями известняков, ангидритов, глин. Отложения задонского горизонта (D23zd) несогласно залегают на домановичских. Представлены преимущественно известняками, доломитами с незначительными прослоями мергелей и глин. Породы крепкие, пористые, кавернозные, трещиноватые, с признаками нефти. По трещинам встречается кальцит и доломит. Породы елецкого горизонта (D23el) несогласно залегают на задонских и представлены доломитами, известняками серыми с прослоями ангидритов. Петриковские отложения (D23ptr) несогласно залегают на поверхности елецких и завершают разрез межсолевой толщи, литологически представлены известняками доломитистыми, мергелями глинистыми. На Вишанском месторождении межсолевые отложения нефтеносны. Средняя толщина межсолевых отложений 250 м.

Галитовая и глинисто-галитовая верхнесоленосные толщи включают отложения лебедянского, оресского, стрешинского и нижние слои полесского горизонтов и несогласно перекрывают межсолевые отложения. Иногда этот комплекс пород залегает на поверхности нижней соли. Внизу в толще каменной соли встречается мелкие несолевые прослои мергеля, известняка, ангидрита, доломита, глины. В верхней части преобладают глинисто-карбонатные породы с прослоями каменной соли.

Надсолевая толща сложена верхнеполесскими отложениями, отложениями каменноугольной (C) и пермской (P) систем палеозойской эратемы, триасовой (T), юрской (I), меловой (K), палеогеновой (P), неогеновой (N) и антропогеновой систем кайнозойской (KZ) эратемы. Представлена карбонатно-глинистыми и терригенными породами: глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами, реже известняками и доломитами; писчим мелом с обуглившимися растительными остатками; ледниковыми и водноледниковыми образованиями: песками, песчано-гравийными отложениями, супесями, суглинками, торфом. Общая средняя толщина надсолевых отложений 655 м.

1.2 Тектоника

В тектоническом отношении Вишанское месторождение приурочено к одноимен- ной структуре, расположенной в пределах Речицко-Вишанской зоны приразломных под- нятий Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба (рисунок 4) [18,c.14]. Речицко-Вишанская зона приразломных поднятий ограничена с юга региональным разломом субширотного простирания .

Формирование кристаллического фундамента Припятского прогиба относится к герцинскому этапу складчатости. В связи с ограниченным количеством данных строение фундамента в пределах Вишанской структуры (вскрыт лишь в шести скважинах: 1,4,6,7,8) изучено слабо. Предположительно имеет сложное блоково-ступенчатое строение с субширотными зонами разломов, характерных для всех структур данной структурно-тектонической зоны (рисунки 5-8) .

Толща осадочных пород Вишанской структуры, как и всей Речицко-Вишанской зоны, по своему строению разделяется на три крупных структурных комплекса (яруса): нижний, средний и верхний.

Нижний комплекс соответствует платформенному этапу развития Припятского прогиба и включает в себя подсолевые, нижнесоленосные и межсолевые отложения. Структурный план его в основном совпадает со строением поверхности фундамента и имеет преимущественно моноклинально-блоковые формы залегания с малоамплитудными разрывными нарушениями.

На юге и юго-западе Вишанская структура осложнена Речицким региональным разломом, представляющим собой зону сбросов различной амплитуды от нескольких десятков метров до 800 м. То есть, между южной опущенной и северной приподнятой частью структуры прослеживается зона мелких блоков, образованная сетью продольных, а также поперечных малоамплитудных нарушений. Падение плоскостей сбрасывателей около 75-800.

Ступенчато-сбросовая зона Речицкого регионального разлома в пределах Вишанской структуры подтверждается бурением ряда скважин - 4, 6, 8, 19, 43, 56, 65, 73.

В морфологическом плане нижний структурный ярус Вишанской структуры представляет собой моноклиналь, погружающуюся в север - северо - восточном направлении под углом 6-80, простирание пород запад - юго - западное по азимуту 1100.

Средний структурный комплекс, соответствующий авлакогеновому этапу развития Птипятского прогиба, слагают нижняя соленосная, межсолевая, верхняя соленосная и надсолевая толщи, а также каменноугольные отложения. В формировании пород комплекса большая роль принадлежит соляной тектонике. Поэтому они в значительной степени дислоцированы. В ряде мест, в пределах Вишанской площади, локальные соляные структуры образуют поднятия.

Структурные планы нижней соленосной и межсолевой толщ значительно отличаются от строения поверхности подсолевых отложений. Проявление соляного тектогенеза привело к образованию в ливенской соли в приразломной и надразломной зонах слабовыраженных

поднятий, проявившихся увеличением толщины ливенской толщи. Далее на северо-восток нижнесоленосные отложения повторяют строение поверхности подсолевых отложений.

По поверхности межсолевых пород Вишанская структура представляет собой асимметричную брахиантиклиналь с крутым южным крылом и пологим северным. Ось складки ундулирует, образуя два свода: западный в районе скв.76, 101, 126, 127, 200; восточный в районе скв.60, 80, 115, 116, 121, 123, 203. В приосевой части брахиантиклинали прослеживается зона отсутствия межсолевых отложений, что подтверждается результатами бурения целого ряда скважин.

Верхний структурный комплекс состоит из пермских, триасовых, юрских, мело- вых, кайнозойских отложений. Первоначальное залегание пород верхнего яруса мало нарушено. Тектонические движения этого этапа - позднеплатформенного - не вызвали изменений в горизонтальном залегании пород.

1.3 Нефтегазоносность Вишанского месторождения

Вишанское месторождение относится к Речицко-Вишанской зоне нефтегазонакопления Припятского прогиба. Промышленная нефтеносность связана с карбонатными коллекторами елецко-задонского (D23 el-zd), воронежского (D13vr), речицкого (D13rch), семилукского (D13sm), саргаевского горизонтов (D13 sr) и терригенным коллектором ланского (D31ln) горизонта (рисунки 9-15).

По состоянию на 1.01.2001 г. на Вишанской площади пробурены 1 параметрическая, 4 поисковых, 18 разведочных и 75 зксплуатационных скважин. Нефтеносность установлена при бурении на кернах, по таким признакам, как выпоты нефти на свежем изломе, в трещинах и кавернах, нефтяной запах; по промыслово-геофизическим данным; по результатам опробований пластоиспытателями и испытаний в колонне.

Отложения западной межсолевой залежи вскрыта 10 скважинами. Межсолевые отложения опробованы в 9 из них. В колонне притоки нефти получены в скв. 75,76,126,127,200,202 дебитами от незначительного в скв.75 до 62 м3/сут. в скв.127. В открытом стволе скв.58 и 77 получены притоки разгазированного бурового раствора. Коллекторами нефти служат доломиты, реже доломитизированные известняки. Породы массивные, трещиноватые, пористые, кавернозные. Тип коллектора каверново-порово-трещинный [18, c.16]. Залежь массивная, ограниченная тектонически, зоной отсутствия межсолевых отложений и контуром нефтеносности (-2426 м). Размеры залежи: 3,1 км х 1,2 км х 0,09 км. Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, изменяются от 30,0 м в скв.77 до 87,7 м в скв.126. Пористость выделенных пластов-коллекторов изменяется от 0,064 (скв.77) до 0,112 (скв.94), нефтенасыщенность - от 0,724 (скв.101) до 0,832 (скв.126) [18, c.66]. Режим залежи упруго-замкнутый.

Отложения восточной межсолевой залежи залежь выявлены в 1994 г. в результате бурения скв. 203, и на сегодня вскрыта 17 скважинами (в контуре нефтеносности). Елецко-задонские отложения опробованы в 12 из них. Притоки нефти в колонне получены в скв. 44,81,115 и 203. Максимальный начальный дебит начала добычи по данной залежи 17,3 т/сут. из скв. 115. В скв 10 в колонне получен слабый приток пластовой воды. Скв. 96 недоосвоена. В открытом стволе в скв.5, 116 получены притоки пластовой воды дебитом 465 м3/сут. (скв.5); в скв.123 - приток нефти; в скв.121 приток не получен. Коллекторами нефти служат доломиты и доломитизированные известняки крепкие, массивные, плотные. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежь массивная, ограниченная зоной отсутствия межсолевых отложений и контуром нефтеносности (-2360 м). Размеры залежи 5,4 км х 1,4 км х 0,07 км. Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, изменяются от 1,4 м (скв.45) до 47,3 м (скв.115). Пористость коллекторов колеблется в пределах 0,051 (в скв.45) - 0,103 (скв.44,115); нефтенасыщенность - от 0,563 (скв.10) до 0,704 (скв.59). Режим залежи упруго-замкнутый [18, c. 17].

Воронежская залежь воронежского горизонта в контуре нефтеносности вскрыта 76 скважинами. Раздельно в колонне горизонт испытан в скв.2, 3, 9, 11, 13, 17, 33, 46, 48, 51, 52, 56, 57, 59, 60, 61, 63, 66, 67, 68, 77, 80, 83, 96, 101, 102, 107, 112, 115, 116, 119, 123. Фонтанные притоки безводной нефти зафиксированы в скв. 2, 3, 61 с дебитами соответственно 46,6; 80,0 и 147 т/сут. В скв.9, 13, 33, 46, 48, 51, 52, 56, 57, 59, 60, 63, 68, 77, 80, 83, 96, 101, 102, 107, 115, 119 и 123 с помощью ЭЦН получены нефть или нефть с пластовой водой с дебитами от 0.03 до 284 т/сут., при обводненности от следов до 99%. В скв.11 получена пластовая вода, в 116 - вода с пленкой нефти. В скв. 66 нет приемистости.Пластоиспытателем в процессе бурения воронежские отложения испытаны в скв. 2, 3, 9, 10, 17, 19, 81, 92, 96, 101, 102, 112, 113, 114, 118, 121, 123. Из них притоки не получены в скв. 17, 19, 92, 112, 113, 114, 123. Притоки нефти получены в скв. 9, 10, 81, 96, 102, 121 дебитами соответственно 1,2 м3/сут., 90 м3/сут., 21 м3/сут., 66 м3/сут., 175 м3/сут. и 57,6 м3/сут. В скв.2 и 118 получили разгазированный раствор; скв.3 на поверхности дала буровой раствор с пленками нефти; скв. 101 - буровой раствор с пленками нефти дебитом 7,3 м3/сут. Коллекторами в воронежском горизонте служат доломиты, реже доломитизированные известняки. По площади распределены неравномерно, в ряде скважин вообще отсутствует (скв. 30, 33, 34, 41, 47, 55, 58, 95, 105, 111, 113). Тип коллектора порово-каверново-трещинный [19, c. 258]. Залежь пластовая, сводовая, ограниченная тектонически, участками литологически, а также контуром нефтеносности (-2860 м) [18,c. 18-19]. Размеры залежи 18,9 км х 2,7 км х 0,4 км. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 м (скв.78) до 29,5 м (скв.118), пористость - от 0,040 (скв.2) до 0,125 (скв.117), нефтенасыщенность - от 0,654 (скв.76) до 0,890 (скв.96).

Испытания речицкой залежи проводились лишь совместно с другими подсолевыми горизонтами. Наличие или отсутствие речицких коллекторов в таких скважинах подтверждается ГИС. Результат перфорации колонны скв. 67 в интервале 2960-2974 м (-2697--2709 м) свидетельствует о нефтеносности речицких отложений Вишанского месторождения - получен приток нефти 73,6 т/сут. Коллекторами нефти в речицком горизонте являются доломиты, реже доломитизированные известняки. Тип коллектора порово-каверново-трещинный Залежь речицкого горизонта представляет собой несколько эффективных полей, площадь которых в сумме составляет 12765 тыс. м2, максимальная высота 321 м.

Отложения семилукской залежи вскрыта теми же скважинами, что и воронежская, кроме 115, 116, 119, 121, 123. Раздельно в колонне отложения испытаны в скв. 5, 9, 17, 36, 67, 78, 80, 81, 94, 95, 106. В скв.5 и 9 получены фонтанные притоки безводной нефти дебитами 107 и 82 м3/сут. соответственно. В скв. 78, 80, 81, 94, 95 и 106 с помощью ЭЦН получены притоки нефти (скв. 81) и нефти с водой. Максимальная обводненность продукции в скважине 80 - 97%. В скв. 17 получена пластовая вода с пленкой и сгустками очень вязкой нефти. Скв.36 и 67 испытаны на приемистость: скв.36 введена под нагнетание в семилукский горизонт с приемистостью 500 м3/сут.; в скв.67 приемистость отсутствует. Пластоиспытателем в процессе бурения семилукские отложения опробованы в скв.10,11,19,101 и 102. В скв. 10 получен приток нефти дебитом 22 м3/сут.; в скв. 11,19 приток не получен; в скв. 101 - пластовая вода с нефтью дебитом 358 м3/сут.; в скв. 109 - техническая вода. Наличие коллекторов в семилукском горизонте в случаях совместных испытаний с другими горизонтами подтверждено ГИС [в соответствии с инструкцией 16]. Коллекторами нефти в семилукском горизонте являются преимущественно доломиты, в незначительном количестве известняки. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежь пластовая, сводовая, ограниченная тектонически, участок скв.109 - литологически, а также единым для подсолевых залежей контуром нефтеносности (-2860 м). Размеры залежи: 18,5 км х 2,5 км х 0,3 км. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3,4 м (скв.70) до 29,6 м (скв.94). Пористость - от 0,036 (скв.26) до 0,149 (скв.48), нефтенасыщенность - от 0,630 (скв.110) до 0,906 (скв.41). В скв. 109 коллектор отсутствует.

Залежь саргаевского горизонта вскрыта в контуре нефтеносности теми же скважинами, что и семилукская [18, c.20]. Раздельно в колонне саргаевские отложения испытаны в скв. 10, 13, 17, 36, 45, 52, 60, 62, 67, 71, 72, 74, 76, 78, 80, 81, 92, 94, 101, 102, 105, 106, 107, 113, 114. Безводная нефть получена в скв.10, 13, 62, 67, 76, 92, 94, 107, 114; наибольший замеренный дебит в скв.76 - 198 т/сут. В скв.17, 72, 78, 81, 101 и 106 получены притоки нефти с водой (обводненность незначительная). Скв. 52, 60, 102, 105, 113 дали воду с пленкой нефти. В скв. 45, 71 и 74 притоков не получено. В скв. 36 в саргаевских отложениях нет приемистости. Пластоиспытателем саргаевские отложения испытаны в скв. 9,10,13,15,42,67,92 и 102. В скв. 9,13,15,67 и 92 получены притоки нефти; в скв.10 - под ЗПК пленка нефти, в скв.42 - буровой раствор с нефтью, в скв. 102 - техническая вода. Коллекторами нефти в саргаевском горизонте служат доломиты, доломитизированные известняки и известковистые доломиты. Тип коллектора каверново-порово-трещинный. Залежь пластовая, сводовая, ограниченная тектонически, участками литологически, а также контуром нефтеносности (-2860 м). Размеры залежи 18,2 км х 2,4 км х 0,3 км. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,8 м (скв. 5) до 40,3 м (скв.107), пористость - от 0,36 в скв.30,109 до 0,91 в скв. 102, нефтенасыщенность - от 0,585 (скв.63) до (0,896 (скв. 113). В скв. 33, 34, 54 и 70 коллектор отсутствует.

На 1.01.2002г. все подсолевые залежи, эксплуатируемые как единый объект разработки, работают на искусственном водонапорном режиме.

Нефтеносность ланского горизонта установлена в 1990 г. скважиной 109 - в колонне был получен приток нефти дебитом 33 м3/сут. Раздельных испытаний ланских отложений больше не проводилось ни ИП, ни в колонне. Были испытания совместные со старооскольскими в колонне скв. 108, 201, и в скв.39, где интервал испытания охватил все подсолевые залежи. Во всех случаях получена нефть. В скв. 106 и 108 в открытом стволе получена нефть, также при совместных опробованиях. Коллекторами нефти в ланском горизонте являются песчаники. Тип коллектора поровый. Залежь пластовая, сводовая, ограниченная тектонически, литологически, а также контуром нефтеносности (-2694 м) [23, c. 34-48]. Размеры залежи: 6,9 км х 0,1-0,5 км х 0,1 км. Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС в соответствии с инструкцией [16], изменяются от 4,2 м (скв.117) до 17,0 м (скв.118), пористость - 0,12 (скв.117) - 0,20 (скв.106), нефтенасыщенность 0,815 (скв117) - 0,888 (скв.106). Режим залежи упруго-замкнутый.

1.3.1 На основании всей имеющейся информации положение ВНК по залежам определено следующим образом: по западной межсолевой залежи на отметке -2426 м - по нижним дырам интервала перфорации, давшего нефть в колонне скв. 202; по восточной межсолевой залежи на отметке - 2360 м, соответствующей положению нижних дыр перфорации интервала, давшего нефть в колонне скв. 203. Для подсолевых залежей Вишанского месторождения утвержден единый ВНК на абсолютной отметке -2860 м [23, c.47]. По ланской залежи ВНК принят на отметке -2694 м, соответствующей середине расстояния между нижними дырами перфорации, давшими нефть в скв. 118 и верхними дырами перфорации, давшими воду в скв. 3.

1.4 Литологическая характеристика коллекторов

Исследуемые нефтяные залежи Вишанского месторождения приурочены к межсолевым продуктивным отложениям елецкого (D23el) и задонского (D23zd) горизонтов и подсолевым отложениям воронежского(D13vr), речицкого(D13rch), семилукского (D13sm), саргаевского(D13 sr) и ланского (D31ln) горизонтов [18, c. 35].

Коллекторами в межсолевых отложениях служат доломиты, реже доломитизированные известняки. Доломиты палево-серые, скрытокристаллические и мелкозернистые, массивные, местами с включениями белого ангидрита, трещиноватые, пористые и кавернозные, каверны обычно мелкие размером 0.5-1 мм до 3 мм, иногда до 10-30 мм, трещины и каверны пустые или выполнены белым ангидритом, гипсом, каменной солью, чёрным битуминозным веществом. Иногда каверны заполнены жидкой нефтью. Трещины разноориентированные, шириной 0.5-1.5 мм, иногда до 4 мм. На образцах керна отмечены обильные выпоты темно-коричневой нефти или горько-соленой воды. Известняки доломитизированные от микро- до крупнокристаллических, крепкие, массивные, плотные, иногда кавернозно-поровые, слабо трещиноватые, трещины почти горизонтальные, шириной до 1 мм, выполненные черным глинисто-органическим веществом, Каверны полые, размером до 3 мм. По кавернам, порам и трещинам наблюдаются выпоты вязкой темно-коричневой нефти [23, c. 56-63].

Коллекторами в воронежском горизонте служат доломиты, реже доломитизированные известняки. Доломиты светло-серые, серые, мелко- и тонкозернистые, массивные, крепкие, участками кавернозные, трещиноватые, со стилолитами. Трещины и каверны иногда заполнены нефтью или ангидритом, пиритом, каменной солью, глинистым материалом.

Коллекторы речицкого горизонта представлены в основном доломитами, реже сильно измененной доломитизированной и сульфатизированной породой. Доломиты серые, средне- и мелкокристаллические, крепкие, сильно порово-кавернозные, трещиноватые, трещины неориентированы. Каверны различной формы (от 0.1 до 3 см), часто заполнены нефтью, иногда инкрустированы солью. Сильно измененная доломитизированная и сульфатизированная порода серо-зеленого цвета, неравномерно кавернозно-пористая. Каверны мелкие, на отдельных участках имеются выделения темно-коричневой, жидкой нефти. Встречаются короткие трещины, по которым также выступает нефть.

Коллекторы семилукского горизонта представлены преимущественно вторичными доломитами светло-серыми почти белыми и светло-кремовыми, разнозернистыми, крепкими, залегающими в верхней части разреза. Участками в доломитах отмечается большое количество макро- и микротрещин, пор и каверн. Трещины, как правило, ориентированные, открытые и сомкнутые. Каверны и трещины часто заполнены битуминозным веществом, пиритом, ангидритом и нефтью. Иногда крупные каверны и трещины заполнены каменной солью, иногда стены пустот инкрустированы кристаллами каменной соли. Ширина трещин достигает 3 мм, размеры каверн - 5-20 иногда до 50 мм и более в поперечнике. Нижняя часть разреза семилукского горизонта сложена в основном доломитами, доломитизированными известняками и известковистыми доломитами с тонкими невыдержанными прослоями доломитовых глин и мергелей. Максимальная глинистость отмечается в основания разреза [18,c.28].

Коллекторы саргаевского горизонта представлены преимущественно доломитами серого цвета, а также неравномерно доломитизированными известняками и известковистыми доломитами, пористыми, кавернозными и трещиноватыми. Часть пор, трещин и каверн заполнены кальцитом, ангидритом и каменной солью. Коллекторы в основном приурочены к верхней, карбонатной части разреза саргаевского горизонта. Нижняя часть разреза отличается более высоким содержанием глинистого вещества и сульфатов, но и в ней имеются пласты-коллекторы, представленные описанными выше породами.

Коллекторами в отложениях ланского горизонта являются песчаники кварцевые, массивные, мелкозернистые, крепкие, иногда слюдистые. Они преобладают в базальной части горизонта, где переслаиваются с алевролитами.

Среднее содержание компонентов в породах рассматриваемых продуктивных отложений по керновым данным [на основании методики 20] составляет: по межсолевым отложениям общая карбонатность 94 %, доломита 89 %, кальцита 5 % и нерастворимого остатка 6 %; по воронежским отложениям - общая карбонатность 90 % и нерастворимого остатка 10 %; по семилукским отложениям - общая карбонатность 90 % и нерастворимого остатка 10 %, по саргаевским отложениям - общая карбонатность 91 % и нерастворимого остатка 9 %. Различие между общей карбонатностью и суммой содержания кальцита и доломита объясняется разными выборками образцов, по которым вычислялись средние величины.

Емкость пород продуктивных отложений измерялась на образцах керна: полная пористость - методом Мельчера, открытая - методом Преображенского и каверновая - методом Котяхова. Средние величины полной (Кпп) и открытой (Кпо) емкости известняка, определенные на образцах керна, соответственно, составляют 3.7 % (n=11) и 2.8 % (n=34) для межсолевых и 1.8 % (n=1) и 0.7 % (n=8) - для саргаевских отложений, по воронежским и семилукским отложениям определения на образцах известняка отсутствуют. Средние значения полной (Кпп) и открытой (Кпо) пористости доломита соответственно, составляют 6.9 % (n=250) и 5.2 % (n=779) для межсолевых, 2.9 % (n=2) и 2.3 % (n=4) для воронежских отложений; 2.4 % (n=3) и 1.3 % (n=9) - для семилукских и 3.6 % (n=9) и 1.8 % (n=31) ) - для саргаевских отложений. Средние значения полной (Кпп) и открытой (Кпо) емкости без учета литологии равны 6.6 % (n=277) и 5.0 % (n=837) для межсолевых, 3.4 % (n=114) и 1.9 % (n=116) для воронежских отложений; 3.1 % (n=91) и 1.5 % (n=97) - для семилукских и 3.2 % (n=232) и 1.4 % (n=261) - для саргаевских отложений (таблица 2). Среднее значение открытой пористости (Кпп) ланских песчаников по 25 определениям составляет 1.5 %.Объем закрытой емкости (Кпз) определен, как разность между средними значениями полной (Кпп) и открытой (Кпо) пористости, измеренной на одних и тех же образцах (таблица 1). По данным 277 определений полная емкость равна 6.59 %, открытая - 5.96 %, закрытая (Кпз) - 0.63 % для межсолевых залежей, для воронежской залежи - по 114 определениям 3.37 %, 1.92 % и 1.45 %, соответственно; для семилукской залежи по определениям на 91 образце полная емкость равна 3.11 %, открытая - 1.48 %, закрытая - 1.63 %; для саргаевской залежи на 232 образцах полная емкость равна 3.24 %, открытая - 1.42 %, закрытая - 1.82 %. Закрытая пористость у терригенных коллекторов отсутствует [18, c.29].

Таблица 1 -- Объем закрытой пористости по керну межсолевых и подсолевых отложений Вишанского месторождения [11, c.16]

Отложения	Количеcтво определений	Открытая пористость, Кпо, %	Полная пористость, Кпп, %	Закрытая пористость, Кпз, %
Межсолевые	277	5.96	6.59	0.63
Воронежские	114	1.92	3.37	1.45
Семилукские	91	1.48	3.11	1.63
Саргаевские	232	1.42	3.24	1.82

Таблица 2--Полная (Кпп) и открытая (Кпо) емкость карбонатных пород по керну Вишанского месторождения [11, c.15]

Отложения	Полная пористость, Кпп, %	Открытая пористость, Кпо, %
	Известняк Кол-во определений	ДоломитКол-во опр-ний	Без учета литологии Кол-во опр-ний	Известняк Кол-во опр-ний	Доломит Кол-во опр-ний	Без учета литологии Кол-во опр-ний
Межсолевые	3.7 11	6.9 250	6.6 277	2.8 34	5.2 779	5.0 837
Воронежские	-	2.9 2	3.4 114	-	2.3 4	1.9 116
Семилукские	-	2.4 3	3.1 91	-	1.3 9	1.5 97
Саргаевские	1.8 1	3.6 9	3.2 232	0.7 8	1.8 31	1.4 261

Основную емкость пород-коллекторов в межсолевых отложениях Вишанского месторождения составляют каверны выщелачивания и поры. Исследование пород-коллекторов в воронежских отложениях подтверждает известную для Припятского прогиба закономерность преобладания пор в открытой емкости. В связи с тем, что породы-коллекторы речицкого горизонта не отличаются от воронежских, в их емкости также преобладают поры. Во всех коллекторах имеются также трещины. Таким образом, тип коллектора принимается для межсолевых отложений каверново-порово-трещинный, для воронежских и речицких отложений - порово-каверново-трещинный. Для коллекторов семилукского горизонта исследования керна показали незначительное преобладание поровой составляющей в открытой емкости. Однако, учитывая, что вынос керна составляет всего лишь 31 %, можно утверждать, что представительность наиболее кавернозных образцов занижена. В то же время в целом по Припятскому прогибу известна закономерность преобладания каверн в емкости коллекторов семилукских отложений. Путями фильтрации, наряду с кавернами и порами, служат также трещины. На этом основании принят каверново-порово-трещинный тип коллектора семилукского горизонта. Каверново-порово-трещинный тип коллекторов принят в качестве преобладающего для саргаевской залежи.

Для характеристики изменения коллекторских свойств подсолевых отложений по разрезу и площади использовались данные по всем скважинам, вскрывшим продуктивные отложения. В частности, для этих целей построены схематические карты удельной емкости (произведения на суммарной эффективной толщины на средневзвешенную по ней открытую пористость) каждой залежи (рисунок 17-20).

Межсолевые залежи Вишанского месторождения приурочены к характеризующимся повышенной емкостью и проницаемостью биогенным постройкам, образованию которых способствовали локальные проявления соляной тектоники. Западная и восточная залежи разделены зоной отсутствия межсолевых отложений. В пределах западной залежи, ограниченной с юга и юго-запада разломом, а с севера и северо-востока зоной отсутствия межсолевых отложений, удельная емкость меняется от 192 (скв. 77) до 1189 единиц (скв. 94). Участок, характеризующийся наибольшей удельной емкостью (скв. 94, 75, 126, 101, 58), несколько смещен к северу относительно центра залежи. По всей видимости его формирование связано с возникшей под действием тектонических напряжений трещиноватостью, а также последовавшими доломитизацией и выщелачиванием. Аналогично распределена удельная емкость и в пределах восточной межсолевой залежи. Здесь удельная емкость меняется от 58 (скв. 96) до 827 (скв. 115) единиц. Расположение участка с максимальной удельной емкостью в центральной части залежи обусловлено особенностями строения биогермной постройки [18, c. 34-38].

Удельная емкость воронежского горизонта распределена в пределах залежи крайне неравномерно. Выделяются три участка с увеличенной удельной емкостью, разделяющиеся зонами отсутствия коллекторов, либо незначительной удельной емкости до 25 единиц. Можно предположить их приуроченность к биогермам. Самый значительный из них находится в центральной части залежи и включает скважины №№ 9, 46, 52, 53, 61, 64, 80, 96, 102, 106, 107, 118, 119, 121, 201.Удельная емкость здесь достигает 218 единиц (скв.118).

Этот участок прилегает к Речицко-Вишанскому региональному разлому. На нем отмечаются самые большие значения суммарной эффективной толщины 29.5 м (скв. 118) и открытой пористости 8.6 % (скв. 102).

Другой аналогичный участок расположен в западной части залежи и включает скважины №№ 17, 48, 66, 68, 69, 77, 92, 94, 114. Максимальное значение удельной емкости 121 единица отмечается в скв.48. В этой скважине также отмечается самая значительная эффективная толщина 18.4 м (открытая пористость 6.6 %). Наибольшая открытая пористость 7.7 % наблюдается в скв. 92 [18, c. 36-39].

Рисунок 16-Схематическая карта удельной емкости западной межсолевой залежи [32, с.18]



Рисунок 17-Схематическая карта удельной емкости восточной межсолевой залежи [32, c.19]



Рисунок 18-Схематическая карта удельной емкости воронежской залежи [32, c.20]



Рисунок 19- Схематическая карта удельной емкости семилукской залежи [32, c. 21]



Рисунок 20- Схематическая карта удельной емкости саргаевской залежи [32, c.22]

Третий, самый маленький, участок находится в восточной части залежи и приурочен к скв.15, 54, 70, 71, 72, 83. Максимальное значение удельной емкости 88 единиц отмечается в скв.15 (hэф = 16.2 м, Кпо = 5.4 %). В этой же скважине наибольшая эффективная толщина. Открытая пористость достигает максимального значения в скв.83 - 5.9 %.

Удельная емкость семилукского горизонта распределена в пределах залежи аналогично воронежскому горизонту, но значительно менее дифференцирована (рисунок 3.4). На фоне значений емкости до 100-150 единиц выделяется 3 больших участка, в пределах которых удельная емкость семилукского горизонта увеличена. Самый значительный из них находится в западной части залежи и включает скважины №№ 2, 17, 34, 41, 42, 48, 57, 58, 68, 69, 74, 75, 77, 78, 92, 94, 95, 101, 114. Удельная емкость здесь достигает 389 единиц (скв. 48). На этом участке отмечаются самые большие значения суммарной эффективной толщины 29.6 м (скв. 94) и открытая пористость в большинстве скважин превышает средневзвешенное по залежи значение 8 %.

Другой аналогичный участок расположен в центральной части залежи. Он включает скважины №№ 52, 61, 96, 102, 107, 118. Максимальное значение удельной емкости 270 единиц отмечается в скв. 102. Самые большие значения эффективной толщины 25.2 м отмечается в скв. 118 и открытой пористости 11.6 % в скв. 61.

Третий, самый маленький, участок находится в восточной части залежи и приурочен к скв.72, в которой удельная емкость семилукского горизонта составляет 174 единицы (hэф = 21.8 м, Кпо = 8.0 %).

По разрезу семилукских отложений Вишанского месторождения коллекторы, как и на большинстве месторождений, приурочены к азерецким и верхнебуйновичским.

Распределение удельной емкости саргаевского горизонта напоминает распределение удельной емкости в вышележащих залежах (рисунок 3.5). На фоне значений емкости до 25 единиц выделяется три участка, в пределах которых удельная емкость саргаевского горизонта увеличена. Самый большой из них находится в центральной части залежи и включает скважины №№ 3, 26, 38, 42, 44, 45, 46, 47, 50, 51, 52, 53, 56, 59, 60, 61, 62, 63, 64, 78, 80, 81, 96, 102, 106, 107, 110, 111, 112, 118, 201. Удельная емкость здесь достигает 307 единиц (скв. 107). На этой же скважине отмечается самое большое значения суммарной эффективной толщины - более 31 м. Открытая пористость в большинстве скважин превышает средневзвешенное по залежи значение, превышая 10 % в скважинах №№ 51, 56, 102.

Западный участок включает скважины №№ 13, 48, 66, 67, 68, 74, 75, 76, 77, 92, 94, 101, 114. Максимальное значение удельной емкости 192 единицы отмечается в скв. 48. В этой же скважине отмечаются самые большие значения эффективной толщины 25.2 м и открытой пористости 5.9 %.

На восточном участке расположены скважины №№ 15, 71, 72, 83, 105. Максимальное значение удельной емкости 188 единиц отмечается в скв. 72. В ней же саргаевские коллекторы имеют наибольшую эффективную толщину 24 м и открытую пористость 6.5 %.

По разрезу саргаевских отложений Вишанского месторождения коллекторы приурочены в основном к ведричским слоям. В подстилающих сарьянских слоях, представленных в целом более глинистыми карбонатными разностями, коллекторы выделяются неповсеместно.

Удельная емкость ланской залежи, приуроченной к терригенным подсолевым отложениям, изменяется от 50 до 300 единиц (рисунок 3.6). Она увеличивается к региональному разлому и достигает максимальной величины 306 единиц в скважине 118 (hэф = 17.0 м, Кпо = 18.0 %). Залежь условно можно разделить по величине удельной емкости на 3 участка. На западном участке (скв.111, 117) удельная емкость не превышает 100 единиц. На центральном участке (скв. 108, 109, 118) отмечаются самые большие значения рассматриваемого праметра (100-300 единиц). На восточном участке (скв. 9, 105, 106, 201) удельная емкость несколько меньше и не превышает 250 единиц.

Одной из характерных особенностей Припятского прогиба является наличие в его осадочном чехле двух мощных соленосных толщ - франской (D3fr) (нижней) и фаменской (D3fm) (верхней). Обе толщи являются покрышками, соответственно, подсолевых и межсолевых залежей нефтяных месторождений Припятского прогиба .

Покрышкой подсолевых залежей Вишанского месторождения являются франские соленосные отложения (D3fr), представленные преимущественно каменной солью с прослоями карбонатно-сульфатных, глинистых и песчано-алевролитовых пород.

Фаменские соленосные отложения (D3fm) представлены переслаиванием каменной соли с глинистыми, карбонатно-сульфатными, песчано-алевролитовыми породами и калийной солью. Они являются покрышкой межсолевых залежей Вишанского месторождения [23, c.55-58].

2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1 Подготовка месторождения к разработке

С момента получения на новой площади промышленной нефти или газа наступает период подготовки месторождения к разработке, в течение которого следует [9, c.89]:

спроектировать и начать осуществление промышленной разведки и доразведки месторождения;

спроектировать и начать осуществление оконтуривания залежей нефти и газа;

провести исследования в пробуренных и бурящихся скважинах в целях изучения исходных геолого-промысловых данных, характеризующих залежи нефти и газа для возможности подсчета запасов и составления научно обоснованного проекта разработки.

Под промышленной разведкой нефтяных и газовых месторождений следует понимать систему размещения и бурение минимального числа разведочных скважин и осуществления в них комплекса геологических и геофизических исследований с целью установления продуктивной площади залежей, оконтуривания их и получения сведений о геологическом строении и физических свойствах пластов и флюидов, необходимых для подсчета запасов и составления проекта разработки месторождении. На современном этапе развития нефтедобывающей промышленности основной задачей является сокращение сроков разведки и освоения месторождений. При доразведке возникают две основные задачи: выявление новых полей и участков, которые могут быть продуктивными, уточнение параметров залежи в целях получения необходимых данных для подсчета запасов и решения задач, связанных с разработкой залежи.

Оконтуривание залежей с целью установления контуров (границ) нефтеносности и приращения промышленных запасов нефти в настоящее время по существу потеряло свое значение в связи с применением новых схем промышленной разведки и переложения части разведочных задач на эксплуатационные скважины [4, с.290]. Объем геолого-промысловых исследований при бурении разведочных и оконтури-вающих скважин должен полностью обеспечивать получение всех исходных данных, необходимых для подсчета запасов нефти и проектирования разработки нефтеносного пласта. С этой целью в процессе проводки разведочных скважин выполняют следующий комплекс исследовательских работ:

отбор пород для установления стратиграфического разреза месторождения, получения сведений о литолого-физической характеристике и условиях залегания пород, изучения газонефтеносности разреза, определения мощности и лабораторного изучения физических свойств пород продуктивных горизонтов (гранулометрического состава, общей и открытой пористости и проницаемости);

электрокаротаж стандартными для данного района зондами и боковое каротажное зондирование против возможно нефтеносных частей разреза, а также радиометрия, микрокаротаж и кавернометрия [2, c. 65];

замеры электротермометром для определения геотермальной ступени и инклинометром для установления кривизны и отклонения от проектной точки забоя скважины;

отбор проб нефти, воды и газа, в том числе глубинных проб пластовой нефти для исследования в лаборатории;

определение начальных пластовых статических давлений глубинным манометром и динамики их изменения в процессе пробной эксплуатации;

установление границ нефтеносности пласта, его фациальной изменчивости и нефтенасыщенности по мощности и площади, а также изучение законтурной части пласта;

изучение гидродинамической связи между смежными пластами;

выявление режима работы пласта и установление допустимых отборов жидкости с учетом устойчивости коллектора, наличия подошвенной воды и прочности обсадной колонны;

изучение источников пластовой энергии, а также всей водонапорной системы, области питания и степени ее активности в целях обоснования необходимости поддержания пластового давления;

определение коэффициента пьезопроводности пласта, характеризующего скорость передачи давления в пласте, используемого при изучении проявлений упругих свойств пласта и жидкости.

В результате обобщения данных, полученных по всем скважинам, строят структурные карты по кровле и подошве нефтеносного горизонта, устанавливают положение поверхности водо-нефтяного контакта, а также внутреннего и внешнего контуров нефтеносности. Кроме того, составляют карты равных значений эффективной нефтенасыщенной мощности, открытой пористости и нефтенасыщенности. Данный комплекс исследований позволит определить свойства пласта и содержащихся в нем жидкостей, а также изменение дебитов и давлений, характеризующих естественные проявления режима. Знание этих условий дает возможность проектировать рациональную систему разработки и наметить мероприятия по воздействию на пласт и управлению процессом разработки [4, с.296-297].

При проектировании рациональной системы разработки важной задачей является разбивка нефтеносной свиты на этажи разработки и эксплуатационные объекты.

При разбивке нефтеносной свиты на этажи разработки необходимо соблюдать основные положения:

1 - в пределах нефтеносной свиты в целях обеспечения более эффективной разработки месторождения в целом выделяются, как правило, не более трех этажей.

2 - этаж разработки должен быть выбран таким образом, чтобы производительность самого нижнего (базисного) пласта была значительно больше производительности вышележащих (возвратных) объектов в этом этаже. Это необходимо для более организованной разработки базисного горизонта по сравнению с вышележащими горизонтами, возврат на которые осуществляется по мере истощения базисного горизонта.

При совмещении пластов в один эксплуатационный объект необходимо исходить из следующих основных положений. Качество нефти совмещаемых пластов с технологической точки зрения должно быть одинаковым. Литолого-физические свойства пластов (литологический состав, мощность, пористость и проницаемость) должны быть сходными. Данное требование вытекает из задачи создания равномерных условий дренажа нефти. Энергетические свойства пластов, режим их работы, пластовое давление должно быть сходными. Геолого-промысловые показатели производительности должны быть подобными. Особенно следует иметь в виду нецелесообразность совмещения безводного нефтеносного пласта с пластом, высокодебитный пласт с низкодебитным. Совершенно очевидно, что рассмотренные выше общие критерии в отдельных случаях могут быть уточнены и даже видоизменены для конкретных условий [9, c.91-93].

2.2 Общие понятия и классификация систем разработки

Разработкой нефтяной (газовой) залежи называют весь комплекс работ, осуществляемых для управления процессом движения жидкостей или газов по пласту к забоям эксплуатационных скважин (размещение скважин, установления их числа, порядка ввода в эксплуатацию, режима работы и баланса пластовой энергии).

Системой разработки залежи нефти или газа называют разбуривание залежи эксплуатационными скважинами по определенной схеме и принятому плану с учетом мероприятий по воздействию на пласт.

Разработку месторождения осуществляют по предварительно составленному проекту, в котором должны быть отражены:

очередность разбуривания отдельных горизонтов месторождения;

выбор и обоснование системы разработки отдельного горизонта - размещение скважин (форма расположения скважин и расстояния между ними), порядок и темп их бурения, мероприятия по воздействию на пласт;

способ эксплуатации и режим работы скважин;

организация хозяйственно-технической базы и экономические подсчеты.

Система разработки должна отвечать конкретным технико-экономическим требованиям, предъявляемым к бурению и эксплуатации скважин. В связи с этим в запроектированной системе разработки должны быть предусмотрены: выполнение плана бурения и добычи (по количеству и качеству нефти), полный учет всех естественных, производственных и экономических особенностей месторождения и каждого нефтеносного пласта, наиболее рациональное и эффективное использование естественной пластовой энергии в сочетании с применением мероприятий по воздействию на пласт, обеспечение спроектированной системы разработки разведанными, подготовленными фондами и применение такой системы разработки, которая способствовала бы не только полной выработке данного горизонта, но и предусматривала бы в дальнейшем возможность успешной разработки месторождения в целом.

При разработке нефтяного (или газового) месторождения одной из основных задач является выбор системы расположения скважин на горизонте и порядок разработки горизонтов месторождения.

2.3 Разработка нефтяных месторождений

Системой разработки сверху - вниз называют такую систему разбуривания месторождения, при которой нижележащие продуктивные пласты вводят в эксплуатацию последовательно после полного разбуривания вышележащего пласта

[ 4, с.303].

Применение системы имеет ряд существенных недостатков: затягивается выяснение перспектив месторождения и задерживается разбуривание нижних горизонтов, увеличиваются объем бурения эксплуатационных скважин, расход металла на обсадные колонны, что приводит к огромным затратам средств, возникает угроза глинизации вышележащих пластов, осложняется геологическая ориентировка в разрезе скважины.

...