Разработка Вишанского нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

ГЛАВА 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ. ИСТОРИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И РАЗРАБОТКИ

месторождение флюид нефть

1.1 Административное положение, климатические особенности, геологическое строение месторождения

В административном отношении Вишанское нефтяное месторождение расположено на территории Октябрьского и Светлогорского районов Гомельской области Республики Беларусь.

Ближайшими промышленными центрами являются г. Светлогорск, расположенный в 30 км к северо-востоку, г. Мозырь - 63 км южнее, г. Речица - 75 км юго-восточнее и г. Гомель - в 109 км на юго-восток.

В 5 км северо-западнее месторождения проходит железная дорога г.г. Октябрьский - Бобруйск, а в 16 км юго-восточнее - Жлобин - Калинковичи. Хорошо развита сеть шоссейных дорог. Вблизи проходит нефтепровод “Дружба”.

В орографическом отношении Вишанское нефтяное месторождение расположено в восточной части Полесской низменности, представляющей собой заболоченную, залесенную равнину с хорошо развитой речной сетью. Непосредственно на территории месторождения протекают реки Тремля и Виша - притоки Припяти.

Климат района умеренно-континентальный, влажный. Среднегодовая температура воздуха +7^о С. Среднегодовое количество осадков 600 мм.

В экономическом отношении район в основном сельскохозяйственный. Промышленность развита в городах, где имеются предприятия пищевой, мебельной, текстильной, химической промышленности и др.

Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе через узел подготовки нефти на Новополоцкий нефтеперерабатывающий завод и сдается в нефтепровод “Дружба”.

Попутный газ утилизируется на Белорусском газоперерабатывающем заводе в городе Речица.

В геологическом строении Вишанского месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и мощная осадочная толща верхнепротерозойских, палеозойских, мезозойских и кайнозойских пород. Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяется ряд толщ: подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная, нижняя соленосная, межсолевая, верхние соленосные (галитовая, глинисто-галитовая) и надсолевая.

Подсолевая терригенная толща включает верхнепротерозойские (PR₂) и девонские отложения, состоящие из витебско-пярнуского, наровского, старооскольского горизонтов среднего девона и ланского горизонта верхнего девона (D₂vtb+pr+nr, D₂st, D₃ln). 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 536,9 м (скв.1)-207,8 м (скв. 6).

Подсолевая карбонатная толща в составе саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и кустовницких слоев евлановского 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 воронежский, семилукский и саргаевский горизонты.

Нижнесоленосная толща представлена евлановским (анисимовские слои) и ливенским горизонтами (D₃lv+ev(an)). Толща несогласно залегает на отложениях кустовницких слоев евлановского горизонта. Отложения евлано-ливенского возраста характеризуются переслаиванием каменных солей и несолевыми прослоями глинисто-сульфатных пород, ангидритов, мергелей и глин. В основании толщи - переслаивающиеся глинистые, карбонатно-сульфатные и терригенные породы с прослоями каменной соли. Нижняя соленосная толща имеет повсеместное распространение, но не вскрыта в разрезе скважин: 12, 15s2, 50s2, 65, 73, 105, 113, 133, 134, 144, 147n, 152, 157n, 5802. Толщина нижнесоленосных отложений изменяется от 57 м (скв. 62) до 361 м (скв. 18). Средняя толщина составляет 175,4 м.

Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов несогласно залегает на отложениях ливенского возраста. Отложения межсолевой толщи не вскрыты в скважинах: 9, 11, 15, 15s2, 39s2, 46s2, 48s2, 64, 64s2, 102s2, 110s2, 138, 139, 140, 141.

Верхнесоленосная толща, состоящая из галитовой и глинисто-галитовой подтолщ, включает отложения лебедянского, оресского, стрешинского и нижние слои полесского горизонтов, которые несогласно перекрывают межсолевые отложения. Иногда этот комплекс пород залегает на поверхности нижней соли.

Надсолевая толща несогласно залегает на верхнесоленосных породах. Сложена верхнеполесскими отложениями девона (D₃pl), отложениями каменноугольной и пермской систем палеозойской эратемы, триасовой, юрской, меловой систем мезозойской эратемы, палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской 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. Минимальная толщина составляет 520 м (скв. 8), максимальная - 801,3 м (скв. 16). Общая средняя толщина надсолевых отложений 637,2 м.

1.2 Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов

Изучение физико-химических свойств нефти и растворенного газа елецко-задонских залежей I, II блоков и подсолевых карбонатных и терригенных залежей Вишанского месторождения проводилось лабораторией исследования пластовых флюидов БелНИПИнефть.

Исследовано 63 проб дегазированной нефти и 21 глубинная проба нефти, в том числе 8 глубинных проб по елецко-задонским отложениям: 4 пробы по I блоку, 4 пробы по II блоку. По воронежскому горизонту имеются 6 проб, по семилукскому - 4, по саргаевскому - 2 пробы. По ланско-старооскольскому горизонтам отобрана одна глубинная проба.

Для каждого исследования отбирались пробы в количестве 1-3 пробоотборников, затем устанавливалась идентичность этих проб. Пробы пластовой нефти отбирались в период с 1968 г. по 2013 г. Условия отбора: глубина - 1500-2600 м; пластовая температура на елецко-задонской залежах в среднем равна 54,7 °С, на подсолевых карбонатных - 61,2 °С; начальное пластовое давление на елецко-задонской залежи I блока составляет 33,6 МПа, II блока - 32,7 МПа, подсолевого объекта разработки -34,9 МПа, залежи нефти ланско-старооскольского горизонтов - 29,9 МПа.

1.2.1 Залежь нефти елецко-задонского горизонтов I блока

Пластовая нефть, полученная из залежи нефти I блока, исследованная при однократном разгазировании (4 пробы из скважин 127 и 200), характеризуется следующими основными параметрами:

- давление насыщения по пробам изменяется 2,96 МПа до 4,17 МПа и в среднем составляет 3,46 МПа;

- плотность пластовой нефти, определенная при начальном пластовом давлении 33,6 МПа в среднем по I блоку равна 0,8975 г/см³; при давлении 29,41 МПа - 0,860 г/см³; при давлении насыщения 3,46 МПа - 0,838 г/см³;

- плотность нефти, определенная в стандартных условиях, меняется от 0,8847 г/см³ до 0,9103 г/см³, в среднем 0,8975 г/см³;

- газосодержание колеблется от 21,59 м³/т до 26,70 м³/т, среднее значение - 23,6 м³/т или от 19,10 м³/м³ до 24,20 м³/м³, в среднем - 21,15 м³/м³;

- объемный коэффициент при давлении исследования 29,41 МПа в среднем по I блоку равен 1,076, при давлении насыщения - 1,106;

- динамическая вязкость при начальном пластовом давлении была определена по дегазированным нефтям и пересчитана на пластовые условия: при давлении исследования 29,41 МПа составляет 20,43 мПа*с, при давлении насыщения 3,46 МПа - 15,76 мПа*с;

- коэффициент сжимаемости нефти в среднем составляет 11,09*10^-4 1/МПа;

- коэффициент растворимости газа в среднем равен 6,619 м³/(м³*МПа).

Растворенный в нефти газ изучен по 4 пробам, отобранным из скважин 127 и 200. Газ содержит в среднем 38,63 %мол. - метана; 23,75 %мол. - этана; 19,30 %мол. - пропана; 10,87 %мол. - бутанов. Молекулярный вес газа равен 32,464 г/моль, плотность - 1,3478 кг/м³. Содержание гелия в среднем по залежи составило 0,037 %мол. Сероводород в пробах отсутствует.

Физико-химические свойства (ФХС) нефти в поверхностных условиях изучены по 12 пробам, отобранным из скважин 76, 126, 127, 200. Плотность нефти в стандартных условиях изменяется от 0,8863 г/см³ до 0,9241 г/см³ при среднем значении - 0,9012 г/см³. Кинематическая вязкость при 20 ⁰С в среднем составляет 723,75 мкм²/с, при 50 ⁰С - 50,67 мкм²/с; содержание серы - 1,25 %мас., асфальтенов - 4,61 %мас., смол - 23,43 %мас., парафина - 5,92 %мас. Выход легких фракций (до 300 ⁰С) достигает 28,2 % объемных.

Содержание редких металлов (ванадия, никеля, железа и т.д.) не определялось. Согласно технологической классификации (СТБ ГОСТ Р51858-2003), нефть елецко-задонской залежи I блока метанового типа, сернистая, высокосмолистая, парафиновая, повышенной вязкости, битуминозная.

1.2.2 Залежь нефти елецко-задонского горизонтов II блока

При однократном разгазировании исследовано 4 глубинные пробы нефти из скважин 50s2 и 203, расположенных на II блоке. Сравнение параметров свидетельствует об идентичности нефти в этих скважинах. Пластовая нефть елецко-задонской залежи II блока характеризуется следующими основными параметрами:

- давление насыщения по исследованным пробам колеблется от 3,36 МПа до 3,97 МПа и в среднем составляет 3,68 МПа;

- плотность пластовой нефти, определенная при давлении исследования изменяется от 0,835 г/см³ до 0,849 г/см³ и в среднем составляет 0,845; плотность пластовой нефти в зависимости от величины давления насыщения варьирует в пределах 0,812-0,831 г/см³ и в среднем - 0,824 г/см³;

- плотность нефти, измеренная в стандартных условиях, меняется от 0,8753 г/см³ до 0,8913 г/см³, в среднем - 0,8825 г/см³;

- газосодержание колеблется от 25,90 м³/т до 266,90 м³/т, среднее значение - 26,60 м³/т или от 23,00 м³/м³ до 23,60 м³/м³, в среднем - 23,45 м³/м³;

- объемный коэффициент при давлении исследования 26,40 МПа изменяется от 1,093 до 1,103 и в среднем по II блоку равен 1,097; в зависимости от величины давления насыщения варьирует в пределах 1,125-1,134 и в среднем - 1,129;

- динамическая вязкость при давлении исследования изменяется от 6,79 мПа*с до 8,12 мПа*с и в среднем 7,46 мПа*с, при давлении насыщения в среднем равна 5,57 мПа*с;

- коэффициент сжимаемости меняется от 8,37*10^-4 1/МПа 12,87*10^-4 1/МПа и в среднем составляет 10,58*10^-4 1/МПа;

- коэффициент растворимости газа в среднем равен 6,402 м³/(м³*МПа).

Растворенный в нефти газ изучен по 3 пробам нефти, отобранным из скважины 203. В среднем по II блоку в составе газа содержатся компоненты: метан - 40,52 %мол., этан - 15,82 %мол., пропан - 23,84 %мол., бутаны - 12,82 %мол. Содержание гелия в среднем составляет 0,025 %мол. Сероводород в пробах отсутствует. Плотность газа в среднем - 1,392 кг/м³, молекулярный вес - 33,502 г/моль.

ФХС дегазированной нефти изучены по 6 поверхностным пробам, отобранным из скважин 50s2, 115, 134, 144 и 203. В среднем по елецко-задонской залежи II блока плотность нефти в поверхностных условиях составила 0,8806 г/см³, кинематическая вязкость при 20 °С - 97,80 мкм²/с, при 50⁰С - 17,90 мкм²/с; содержание серы - 0,58 %масс., асфальтенов - 1,86 %масс., смол - 15,13 %масс., парафина - 3,96 %масс. Выход легких фракций (до 300 ⁰С) достигает 29,1 % объемных.

Содержание редких металлов не определялось.

Согласно технологической классификации (СТБ ГОСТ Р51858-2003), нефть елецко-задонской залежи II блока метановая, малосернистая, высокосмолистая, парафиновая, средней вязкости, тяжелая.

1.2.3 Подсолевой объект разработки

При однократном разгазировании исследовано 12 глубинных проб нефти из скважин 2, 3, 5, 9, 10, 13 и 15. Пластовая нефть характеризуется следующими основными параметрами:

- давление насыщения изменяется от 7,6 МПа до 11,8 МПа и в среднем составляет 10,3 МПа;

- плотность пластовой нефти, определенная при начальном пластовом давлении 34,9 МПа составляет 0,858 г/см³, при давлении исследования 29,41 МПа изменяется от 0,683 г/см³ до 0,797 г/см³ и в среднем составляет 0,754 г/см³, при давлении насыщения - от 0,671 г/см³ до 0,776 г/см³, в среднем - 0,733 г/см³;

- газосодержание изменяется от 67,7 м³/м³ до 112,00 м³/м³ при среднем значении 87,7 м³/м³ или от 75,4 м³/т до 133,10 м³/т при среднем 102,2 м³/т;

- объемный коэффициент при давлении 29,41 МПа в среднем составляет 1,287, при давлении насыщения - 1,310;

- динамическая вязкость при давлении исследования 29,41 МПа в среднем равна 2,52 мПа*с, при давлении насыщения - 1,715 мПа*с;

- коэффициент сжимаемости нефти - 12,05*10^-4 1/МПа;

- коэффициент растворимости газа равен 8,49 м³/(м³*МПа).

Растворенный в нефти газ изучен по 11 пробам, отобранным из скважин 2, 3, 5, 9, 10, 13 и 15. Газ содержит 56,35 %мол. - метана; 18,57 %мол. - этана; 13,57 %мол. - пропана; 6,99 %мол. - бутанов. Гелий и сероводород в пробах отсутствуют. Молекулярный вес газа - 27,54 г/моль, плотность - 1,15 кг/м³.

ФХС поверхностной нефти изучены по 42 пробам, отобранным из скважин 2, 3, 5, 9, 13, 15, 59, 60, 61, 62, 71, 78, 81, 95, 105, 106, 107, 109, 121, 122, 136, 141, 201. Плотность сепарированной нефти изменяется от 0,810 г/см³ до 0,9325 г/см³, среднее значение равно 0,8537 г/см³. В среднем по залежи кинематическая вязкость при 20 °С - 38,16 мкм²/с, при 50 °С - 8,13 мкм²/с, содержание серы - 0,59 %масс., парафина - 6,11 %масс., асфальтенов - 2,31 %мас., смол - 13,47 %масс. Выход легких фракций (до 300⁰С) достигает 43,4 % объемных.

Содержание металлов в нефти не определялось.

Согласно технологической классификации, нефть подсолевого объекта метановая, малосернистая, смолистая, высокопарафиновая, маловязкая, средней плотности.

Промысловый газовый фактор за 2013 г. в целом по подсолевому объекту разработки, включающему отложения саргаевского, семилукского и воронежского горизонтов, составил 93,7 м³/т.

1.2.4 Залежь нефти ланско-старооскольского горизонтов

При однократном разгазировании исследована одна глубинная проба нефти из скважины 137g. Пластовая нефть характеризуется следующими основными параметрами:

- давление насыщения составляет 2,15 МПа;

- плотность пластовой нефти, определенная при начальном пластовом давлении 29,9 МПа составляет 0,866 г/см³, при давлении исследования 29,41 МПа - 0,838 г/см³, при давлении насыщения - 0,816 г/см³;

- газосодержание составило 22,38 м³/м³ или 25,84 м³/т;

- объемный коэффициент при давлении 29,41 МПа составляет 1,074, при давлении насыщения - 1,103;

- динамическая вязкость при давлении исследования 29,41 МПа равна 7,11 мПа*с, при давлении насыщения - 5,38 мПа*с;

- коэффициент сжимаемости нефти - 9,77*10^-4 1/МПа;

- коэффициент растворимости газа равен 10,41 м³/(м³*МПа).

Растворенный в нефти газ изучен по той же пробе. Газ содержит 28,24 %мол. - метана; 19,66 %мол. - этана; 25,88 %мол. - пропана; 15,03 %мол. - бутанов. Содержание гелия - 0,034 %мол (некондиционное значение). Молекулярный вес газа - 36,504 г/моль, плотность - 1,5188 кг/м³.

По залежи исследовано три поверхностные пробы, отобранных из скважин 109, 136, 201. Плотность дегазированной нефти в среднем составляет 0,8752 г/см³, кинематическая вязкость при 20 °С - 102,7 мкм²/с, при 50 °С - 12,56 мкм²/с, содержание серы - 0,71 % масс., парафина - 6,55 % масс., асфальтенов - 0,80 % масс., смол - 21,78 % масс. Выход легких фракций (до 300 °С) достигает 34,5% объемных.

Промысловый газовый фактор залежи нефти ланско-старооскольского горизонтов по состоянию на 01.01.2013 г. составил 20,0 м³/т.

1.2.5 Гидрогеология Вишанского месторождения

Описание гидрогеологических условий Вишанского месторождения дается на основании анализов проб подземных вод, полученных в процессе опробования и испытания пластов, на Вишанской площади, выполненных в лаборатории БелНИПИнефть.

Как и во всем Припятском прогибе, здесь наблюдается вертикальная зональность подземных вод. Выделяются три гидродинамические зоны: активного, замедленного и весьма замедленного водообмена.

По условиям создания напоров и разгрузки осадочный комплекс пород подразделяется на два гидрогеологических этажа: верхний и нижний.

В свою очередь, гидрогеологические этажи делятся на ряд водоносных комплексов.

Верхний гидрогеологический этаж представлен двумя водоносными комплексами:

- верхний надсолевой водоносный комплекс мезокайнозойских отложений;

- нижний надсолевой водоносный комплекс пермских, каменноугольных, верхнедевонских отложений.

Нижний гидрогеологический этаж также состоит из двух водоносных комплексов:

ь водоносный комплекс межсолевых отложений

ь водоносный комплекс подсолевых отложений.

Верхний надсолевой водоносный комплекс объединяет отложения от антропогеновых до триасовых включительно и представляет собой многопластовую гидродинамическую систему. Водовмещающие породы представлены песками, алевролитами (четвертичные, палеогеновые отложения); трещиноватым мелом, (меловые отложения), песчаниками (юрские отложения); трещиноватыми кавернозными известняками, слабосцементированными песчаниками (триасовые отложения). Средняя толщина комплекса составляет 267 м.

Подземные воды комплекса относятся к зоне активного водообмена. Воды пресные с минерализацией до 1 г/дм³ гидрокарбонатно-натриевого и хлоридно-натриевого типа по классификации В.А. Сулина. Микроэлементы в водах отсутствуют. Пластовые температуры изменяются от 8 до 20 °С. Воды широко используются населением для питьевых и технических нужд.

Подстилающими породами описываемого комплекса, являются преимущественно красноцветные глины с прослоями доломитовых мергелей пермского возраста. Средняя толщина комплекса составляет 100 м.

Нижний надсолевой гидрогеологический комплекс является переходным от зоны активного к зоне замедленного водообмена и включает каменноугольные и девонские (верхнеполесские) отложения. Средняя толщина 275 м.

Водовмещающими породами являются известняки и песчаники, залегающие на глубинах 222-333 м. Воды соленые, хлоридно-магниевого типа с минерализацией 9,7 г/дм³. По гидрогеологическим условиям в надсолевом комплексе структура гидрогеологически раскрытая. Температура в этой части разреза изменяется от 18,7 ^оС до 35 °С.

Нижним водоупором служат соленосные отложения глинисто-галитовой - галитовой верхнесоленосных толщ.

Водоносный комплекс межсолевых отложений находится в зоне весьма замедленного водообмена с отсутствием внешних и внутренних областей питания и перемещения рассолов. Водовмещающими породами являются известняки и доломиты. Глубина залегания комплекса 2346-3009 м, средняя толщина 240 м.

Описываемый комплекс опробовался в скважинах 5, 7, 18, 19. Всего имеется 10 проб.

Водообильность комплекса различна и зависит от коллекторских свойств водовмещающих пород. Дебиты меняются от 24,9 м³/сут до 465 м³/сут.

Пластовая температура, определенная по графику изменения температуры с глубиной, составляет в среднем 54,7 ^оС.

Начальное пластовое давление увеличивается с глубиной и изменяется в пределах 3,11-33,4 МПа.

По химическому составу описываемые воды относятся к высокоминерализованным рассолам хлоридно-кальциевого, хлоридно-натриевого типа (по Сулину) с общей минерализацией 305,8-362,2 г/дм³ и плотностью 1,23-1,25 г/см³. Содержание магния не превышает 11,76 %-экв. Воды характеризуются небольшим содержанием сульфатов:100-620 мг/дм³ и высокой концентрацией брома: 1748-3431 (сред. 2621,5) мг/дм³; йода: 20-50 (сред. 31,8) мг/дм³; аммония 510-730 (сред.632,6) мг/дм³. Высокая степень гидрогеологической закрытости и метаморфизации вод подтверждается значениями коррелятивных показателей: Na/Cl - 0,25-0,43; SO4*100/Cl - 0,05-0,29; (Cl-Na)/Mg - 10,3-28,6 (сред. 20,01).

Корреляционные коэффициенты Na/CI (0,25-0,43), СI/Br (64,84-123,98), Са/Мg (2,16-7,39), (CI-Na)/Mg (10,29-28,63) показывают, что пластовая вода межсолевого водоносного комплекса сильно метаморфизована и относится к седиментационным водам морского генезиса, а также указывают на высокую гидрогеологическую закрытость комплекса, характерную для зоны весьма замедленного водообмена.

Нижним водоупором служит евлановско-ливенская соленосная толща, отделяющая комплекс от подсолевых отложений.

Водоносный комплекс подсолевых отложений включает карбонатную (саргаевский, семилукский, речицкий, воронежский, нижнеевлановский горизонты) и терригенную (верхнепротерозойский, витебский, наровский, старооскольский и ланский горизонты) подсолевые толщи и относится к зоне затрудненного водообмена. Глубина залегания комплекса 2659-3733 м, средняя толщина 504 м.

Водовмещающими являются в основном карбонатные и терригенные породы, представленные известняками и доломитами, в нижней части комплекса - песчаниками крупнозернистыми до мелкозернистых, алевролитами.

Отобрано 21 проба воды по восьми скважинам (57а, 2, 5, 11, 17, 18, 19, 95) из карбонатной части. Дебиты воды, определенные по результатам составили от 0,22 м³/сут до 250 м³/сут.

Пластовые температуры, определенные по графику изменения температуры с глубиной, изменяются от 61 до 71 ^оС.

Пластовое давление, увеличивается с глубиной и достигает 37,7 МПа.

Воды подсолевого комплекса являются рассолами с минерализацией 307,71-385,87 г/дм³ и плотностью 1,220-1,272 г/см³. По химическому составу описываемые воды относятся к высокоминерализованным рассолам хлоридно-кальциевого типа (по Сулину).

В их составе отмечается преобладание катионов Са над Nа. Воды содержат невысокую концентрацию сульфатов, которая изменяется в пределах от 53 до518,4 (среднее 255,5) мг/дм³. Отмечается высокое содержание йода - 10-48,6 (среднее 27,4) мг/дм³, брома - 2051,2-4491 (среднее 3367,7) мг/дм³, аммония - 468-785 (среднее 664,2) мг/дм³.

Значения коррелятивных показателей Na/Cl - 0,12-0,46 (среднее 0,33); Cl/Br - 50,3-92,9 (среднее 66,1) указывают на высокую степень метаморфизации, характерную для вод зоны замедленного водообмена а также, что это седиментационные воды морского генезиса. Это подтверждается также низким значением коэффициента сульфатности SO4*100/Cl - 0,02-0,26 (среднее 0,12).

1.3 Состояние разработки Вишанского месторождения

Вишанское месторождение открыто трестом «Белнефтегазразведка» в 1967 г. при опробовании в скважинах 2 и 5 отложений подсолевого комплекса девона. С 1971 г. месторождение находится в промышленной разработке.

Промышленная нефтеносность на месторождении связана с отложениями шести залежей: межсолевые карбонатные залежи (елецко-задонские залежи - I и II блоки); подсолевые карбонатные залежи (воронежская, семилуксая и саргаевская); подсолевые терригенные залежи (залежь нефти ланско-старооскольского горизонтов).

По состоянию на 01.01.2013 г. на месторождение выделено 4 объекта разработки

залежь нефти елецко-задонского горизонтов I блока;

залежь нефти елецко-задонкого горизонтов II блока;

подсолевой объект разработки (воронежский, семилукский и саргаевский горизонты)

залежь нефти ланско-старооскольского горизонтов.

Всего с начала разработки по месторождению на 01.01.2013 г. отобрано 10665,7 тыс.т. нефти или 80,2 % от НИЗ. Остаточные извлекаемые запасы составляют 2635,3 тыс.т.

В пределах Вишанской площади пробурена 131 скважина. Промышленные притоки нефти получены в 118 скважинах. Нагнетательных пробурено 13 скважин.

По состоянию на 01.01.2013 г. в действующем фонде находится 43 добывающих и 16 нагнетательных скважин. Характеристика фонда скважин представлена в таблице 1.1. Ниже будут приведены таблицы 1.2 ?1.9 показателей работы добывающих и нагнетательных скважин четырех объектов разработки.

Таблица 1.1 ? Вишанское месторождение. Характеристика фонда скважин

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
		ln	el-zd I бл.	el-zd II бл.	vr-sr	в целом
Фонд добывающих скважин	Пробурено	6	7	8	97	118
	Возвращено с других горизонтов	-	-	-	3	3
	Всего	6	7	8	100	117
	В том числе:
	Действующие	3	5	5	30	43
	из них фонтанные	-	-		-
	ЭЦН	-	-		17	17
	ШГН	3	5	5	13	26
	Бездействующие	-	-	-	1	1
	В освоении после бурения	-	-	1	-
	В консервации	-	1	-	-	1
	Переведены под закачку	-	1	1	12	14
	Переведены на другие горизонты	3	-	-		3
	Ликвидированные	-	-	-	50	50
	Контрольные	-	-	1	7	8
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	1	1	1	10	13
	Возвращено с других горизонтов	-	-	-	-
	Переведены из добывающих	-	1	1	12	14
	Всего	1	2	2	19	24
	В том числе:
	Под закачкой	1	2	2	13	18
	Бездействующие	-	-	-	6	6
	В освоении после бурения	-	-	-	-	-
	В консервации	-	-	-	-	-
	Ликвидированные	-	-	-	2	2
	Контрольные
	Поглащающая	-	-	-	1	1
Фонд газовых скважин	Пробурено	-	-	-	-	-
	Возвращено с других горизонтов	-	-	-	-	-
	Всего	-	-	-	-	-
	В том числе:			-		-
	Действующие	-	-	-	-	-
	Бездействующие	-	-	-	-	-
	В освоении после бурения	-	-	-	-	-
	В консервации	-	-	-	-	-
	Переведены на другие горизонты	-	-	-	-	-
	Ликвидированные	-	-	-	-	-
	Контрольные	-	-	-	-	-

Таблица 1.2 ? Показатели работы добывающих скважин залежи нефти елецко-задонского горизонтов I блока вишанского месторождения

№ скв.	Начало эксплуат.	Конец эксплуат.	Рнач./ Ртек, МПа	Дебит нач., т/сут	Дебит максимальн. т/сут	Дебит текущий, т/сут	Дата появл. воды	Обв., конеч. %	Накопл. добыча на 01.01.2013 г., тонн	Состояние фонда на 1.01.13 г.
				нефть	жидк.	нефть	жидк.	нефть	жидк.			нефть	вода	жидк.
76	01.04.1997	04.01.2003		0,68	0,68	1,4	1,4			-	-				Переведена на vr горизонт
	01.12.2006		21,35 / 6.14(ур.)	2	2	10	10	0,6	0,6	-	-	2679	122	2801	В эксплуатации
126	07.08.1996		25,05 / 14.39 (ур.)	4,6	4,6	4,6	4,6	2,7	9,2	01.07.2007	66,1	15025	15938	30963	В эксплуатации
127	14.11.1995		25,91 / 8.83(ур.)	39,7	39,7	69,4	69,4	4,6	4,6	01.10.2009	10,4	42382	735	43117	В эксплуатации
200	21.02.1991	03.03.2003	33,7 / -	37,5	37,5	37,5	37,5	-	-	01.08.1991	16,7	13690	1343	15033	Переведена под закачку
5802	27.06.2010	31.08.2010	27.03/-	3,5	3,9	3,5	3,9	-	-	01.07.2010	7,27	160	17	177	Переведена под закачку
152	20.06.2010		24.6/20.99(ур.)	4,48	5	5,6	6,2	1,8	2,4	20.06.2010	47,4	2402	2446	4848	В эксплуатации
147n	01.08.2011		24.47/11.42(ур.)	6,1	7,1	6,1	7,1	2,9	3,1	01.08.2011	8,3	2128	279	2407	В эксплуатации

Таблица 1.3 ? Показатели работы нагнетательных скважин залежи нефи елецко-задонского горизонов I блока Вишанского месторождения

№ скв.	Начало закачки	Прекращение закачки	Рнач/Ртек, МПа	Приемистость, м3/сут	Накопл. закачка воды на 01.01.2013г., м3	Состояние фонда на 1.01.2013г.
				начальная	максимальная	Текущая
200	01.05.2004		36,87 /44.05	65	65	48,8	63673	Под закачкой
5802	23.09.2010		27.03/46.9	50	50,9	50	12999	Под закачкой

Таблица 1.4 ? Показатели работы добывающих скважин залежи нефти елецко-задонского горизонтов II блока Вишанское месторождения

№ скв.	Начало эксплуат.	Конец эксплуат.	Рнач / Ртек, МПа	Дебит нач., т/сут	Дебит максимальн. т/сут	Дебит текущий, т/сут	Дата появл. воды	Обв., конеч. %	Накопл. добыча на 01.01.2013 г., тонн	Состояние фонда на 1.01.2013
				нефть	жидк.	нефть	жидк.	нефть	жидк.			нефть	вода	жидк.
81	08.06.2000	01.12.2008	26,9 / 26.7	1,07	21,2	7,1	21,6			08.06.2000	85,7	9617	4215	13832	В бездействии
115	01.05.1997		27.7 /11.4(ур.)	0,98	0,98	27,3	34,6	1,7	8	01.11.1998	9,6	45148	3809	48957	В эксплуатации
116	01.04.2001	01.08.2005	29,86 / -	2	1,9	1,1	1,98			01.04.2001	0	1532	237	1769	Переведена под закачку на подсоль
133	20.03.2003		/17.6(ур.)	4,4	8	6,4	8	2,7	3,2	20.03.2003	-	16712	445	17157	В эксплуатации
134	29.03.2003		24,15 /11.01(ур.)	10,3	12	10,3	12	4,4	4,9	29.03.2003	8,1	22966	1509	24475	В эксплуатации
203	29.07.1994	01.07.2006	32,3 / -	2	2	26	30			01.01.1995	0	26521	3235	29756	Переведена под закачку
50s2	15.10.2009		22.63/19.75	11,3	12,6					15.10.2009	12,1	10858	1076	11934	В эксплуатации
144	01.02.2010		16.23/-	4,4	5,3	4,4	5,3			01.02.2010				0	Переведена под закачку
157n	01.08.2012		17.87/13.99	12,9	13,6	12,9	13,6	11,2	12,9	01.08.2012	13,3	1567	157	1724	В эксплуатации

Таблица 1.6 ? Показатели работы добывающих скважин подсолевого объекта разработки Вишанского месторождения

№ скв.	Начало эксплуат.	Конец эксплуат.	Рнач/Ртек, МПа	Дебит начальный фактический, т/сут	Дебит максимальный фактический, т/сут	Дебит конечный, т/сут	Дата появл. воды	Обв., конеч. %	Накопл. добыча на 01.01.2013 г., тонн	Состояние фонда на 1.01.2013 г.
				нефть	жидк.	нефть	жидк.	нефть	жидк.			нефть	вода	жидк.
5	01.04.1970	01.12.1972	35/ -	267	267	405	405	0,2	40	01.06.1972	99,5	228422	2535	230957	Ликв. по технологическим причинам
2	01.05.1970	01.03.1984	33 / -	170	170	170	170	0,3	0,5	01.04.1973	98	28390	9910	38300	Ликв. по технологическим причинам
3	01.05.1970	01.10.1993	34,6 / -	204	204	379	379	1,4	2,1	01.11.1974	77,9	572096	305433	877529	Ликв. по технологическим причинам
13	23.08.1970	31.08.1999	33,9 / 13,64	305	305	409	409	0,07	1,4	11.04.1978	98	270759	5745	276504	Контрольная
9	01.11.1970	12.09.1989	34,3 / -	162,1	162,1	364	364	0,09	0,4	01.01.1973	98	182101	52518	234619	Ликв. по технологическим причинам
15	01.05.1971	01.11.2002	33,7 / -	160	160	426	448	0,07	4	01.11.1973	96,7	296625	445674	742299	Ликв. по геологическим причинам
10	01.07.1971	17.11.1993	30,85 / -	268	268	365	368	0,06	3,3	01.07.1973	99	380757	813427	1194184	Ликв. по технологическим причинам
30	01.10.1971	03.02.1987	23,2 / -	3,5	3,5	206	206	0,15	5,15	01.06.1972	98	80084	45340	125424	Переведена под закачку
34	01.01.1972	23.09.1972	22,2 / -	288	288	407	407	100	100	01.10.1972	0	67131	0	67131	Ликв. по геологическим причинам
41	01.03.1972	28.12.1991	19 / -	0,5	0,5	16	15,3	0,04	0,4	01.12.1973	93,7	6928	12096	19024	В ожидании ликвидации
42	01.05.1972	01.09.2005	21,9 / 17,28	102,9	102,9	486	486	0,6	37,1	01.08.1973	92,2	390954	706123	1097077	Контрольная
35	01.09.1972	16.11.1973	18,8 / -	42	42	450	470	20,3	101,9	01.02.1973	93,4	82420	9789	92209	Ликв. по технологическим причинам
38	01.10.1972	09.04.1973	21,3 / -	8,7	8,7	72	172	0,62	15,4	01.11.1972	96	5445	13235	18680	Ликв. по технологическим причинам
57	01.10.1972	01.05.1999	18,1 / 16,75	143	143	375	375	0,03	0,9	01.03.1974	99,9	677348	540747	1218095	Контрольная
44	01.12.1972	09.01.1982	24,9 / 22,3	119	170	191	232	0,1	2,6	01.01.1973	98	116219	515228	631447	Переведена под закачку
39	01.01.1973	14.12.1993	23,6 / -	165	165	298	799	4,3	177,6	01.06.1973	97,6	303729	1393179	1696908	Ликв. по технологическим причинам
33	01.03.1973	02.06.1982	20,9 / -	196	196	480	480	0,1	96,8	01.06.1974	98	252064	280589	532653	Ликв. по геологическим причинам
48	01.04.1973	07.06.1991	20,2 / -	236	236	298	298	0	9,5	01.08.1973	99,9	24437	9001	33438	Ликв. по геологическим причинам
50	01.04.1973	01.04.1981	20,1/ -	172	173	202	300	0,03	1,9	01.04.1973	99	84590	84683	169273	Ликв. по технологическим причинам
45	01.05.1973	25.01.1994	23,5 / -	20	213	20	213	0,04	1,7	01.05.1973	98	2741	89378	92119	Ликв. по геологическим причинам
52	01.05.1973	30.05.1990	27,8 / -	88	131	89	143	0,17	4	01.05.1973	98,9	28988	123655	152643	Ликв. по технологическим причинам
54	01.06.1973	14.12.1984	24,6 / -	240	266	240	273	0,08	1,2	01.06.1973	98	35725	85054	120779	Переведена под закачку, в бездействии
51	01.07.1973	01.03.1984	22,8 / -	142	176	142	185	0,03	0,6	01.07.1973	98	40607	237302	277909	Ликв. по технологическим причинам
66	01.07.1973	05.12.1980	23,1 / -	145	145	150	160	0,2	14	01.04.1974	99	42882	87408	130290	Ликв. по геологическим причинам
68	01.07.1973	06.03.1986	23,6 / -	190	192	342	377	0,2	1,8	01.07.1973	99	148241	177284	325525	Ликв. по геологическим причинам
55	01.08.1973	24.02.1991	23,9 / -	196	200	198	248	0,2	11,7	01.08.1973	97,8	50401	495155	545556	Ликв. по технологическим причинам
46	01.09.1973	01.12.1993	26,2 / 20,1	400	506	580	777	0,2	53,2	01.09.1973	99	192504	840822	1033326	Ликв. по технологическим причинам
63	01.09.1973	12.12.1984	23,5 / 21,5	382	382	440	448	0,09	6,5	01.12.1973	98	145692	478917	624609	Переведена под закачку, в бездействии
67	01.10.1973	в экспл.	18,9 /15.32	137	163	137	195	1,7	57,2	01.11.1973	94	49877	594249	644126	В эксплуатации
70	01.12.1973	30.04.1995	21,5 / 26,4	227	227	250	274	0,03	26,9	01.01.1975	99,9	234327	321102	555429	Переведена под закачку
47	01.01.1974	31.05.1985	25,8 / -	282	282	423	423	0,03	0,4	01.12.1974	96	352008	258273	610281	Ликв. по технологическим причинам
56	01.02.1974	01.08.2003	26,3 / 16,44	5	5	26	52	1,5	10,7	01.07.1975	90,8	80559	66724	147283	Ликв. по технологическим причинам
69	01.02.1974	15.09.1994	23,6 / -	66	69	230	277	16,6	124,6	01.02.1974	86,7	213529	724056	937585	Ликв. по технологическим причинам
53	01.04.1974	в экспл.	27,8 / 17,53	75	211	95	255	14,7	55,4	01.04.1974	83	212396	...

курсовая работа "Разработка Вишанского нефтяного месторождения" скачать

Подобные документы

• Анализ разработки Вишанского нефтяного месторождения и рекомендации по увеличению эффективности (Припятский прогиб)

  Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов. Залежь нефти ланско-старооскольского горизонта. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений, дебитометрия.
  
  дипломная работа [618,4 K], добавлен 14.05.2013
  

• Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения

  Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.
  
  отчет по практике [293,0 K], добавлен 30.09.2014
  

• Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения

  Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.07.2015
  

• Геологическое строение Тишковского нефтяного месторождения

  Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.
  
  курсовая работа [60,6 K], добавлен 17.11.2016
  

• Геологическое обоснование доразведки Хасырейского нефтяного месторождения

  Геолого-геофизический анализ Хасырейского нефтяного месторождения: стратеграфия и тектоника, литологическая характеристика пород. Характеристика продуктивных пластов. Свойства и состав пластовых флюидов. Построение структурной и цифровой моделей залежей.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 15.02.2017
  

• Технология разработки Ярегского нефтяного месторождения нефти

  Физико-химическая характеристика нефти и газа. Вскрытие и подготовка шахтного поля. Особенности разработки нефтяного месторождения термошахтным способом. Проходка горных выработок. Проектирование и выбор вентиляторной установки главного проветривания.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 10.06.2014
  

• Состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения Краснодарского края

  Геологическое строение, нефтегазоносность, состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Описание режима водонапорного бассейна. Залежи тяжелых и легких нефтей, залежей.
  
  дипломная работа [774,4 K], добавлен 12.10.2015
  

• Оптимизация работ на нефтяном месторождении

  Географическое и административное положение Рославльского нефтяного месторождения, экономическая характеристика района. Геологическое строение месторождения. Технология добычи нефти установками погружных насосов. Анализ наработки на отказ применяемых ЭЦН.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 10.09.2010
  

• Геологическое строение Сосновского месторождения

  Характеристика Сосновского нефтяного месторождения в Беларуси. Количество запасов, сбор и транспорт нефти и газа. Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.
  
  реферат [12,2 K], добавлен 29.12.2010
  

• Анализ разработки пласта 1БС9 Крайнего нефтяного месторождения

  Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта.
  
  контрольная работа [4,8 M], добавлен 27.11.2013
  

• Анализ текущего состояния разработки Давыдовского месторождения

  Геологическое строение Давыдовского нефтяного месторождения. Стратиграфия, литология осадочного разреза. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов. Анализ структуры фонда скважин, показателей их эксплуатации, выработки запасов нефти из пластов.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 15.05.2014
  

• Регулирование процесса разработки XIII пласта нефтяного месторождения Эхаби

  Анализ текущего и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки пласта нефтяного месторождения. Геолого-промысловая характеристика состояния месторождения, нефтегазоносность горизонтов. Расчет экономической эффективности разработки пласта.
  
  дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.09.2014
  

• Основы промысловой добычи и подготовки нефти

  Физико-химические свойства нефти. Свойства турбулентной диффузии. Промысловый сбор и транспорт продукции скважин. Особенности разработки и обустройства нефтяного месторождения, технологическое оборудование, автоматизация технологических процессов.
  
  курс лекций [9,1 M], добавлен 29.12.2010
  

• Уршакское месторождение

  Общие сведения об Уршакском месторождении. Стратиграфия и тектоника. Характеристика нефтегазоносных пластов и пластовых флюидов. Физико-химические свойства нефти девонских отложений. Свойства пластовой нефти и воды. Состояние разработки месторождения.
  
  курсовая работа [3,4 M], добавлен 30.01.2016
  

• Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения

  Геолого-физическая характеристика месторождения. Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов. Данные о геологическом строении и геолого-динамической характеристике месторождения. Анализ эффективности реализуемой системы разработки.
  
  курсовая работа [819,7 K], добавлен 12.07.2008
  

• Оборудование и эксплуатация установок штанговых глубинных насосов в "ЧекмагушНефть"

  Геолого-промысловая характеристика объектов разработки Таймурзинского нефтяного месторождения. Изучение нефтяных пластов и флюидов. Физико-химические свойства нефти. Обзор конструкции скважин. Назначение и принцип действия штанговых глубинных насосов.
  
  курсовая работа [236,1 K], добавлен 17.04.2016
  

• Разработка нефтяных месторождений

  Геологическое строение месторождения. Стратиграфия и литология осадочного разреза. Физико-химические свойства и состав нефти, газа и вод. Анализ технологических показателей разработки залежи. Анализ современного этапа разработки, проводимых мероприятий.
  
  дипломная работа [1,6 M], добавлен 11.12.2013
  

• Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

  Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения. Состав и свойства пластовых флюидов. Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Запасы нефти и газа.
  
  курсовая работа [5,2 M], добавлен 18.06.2012
  

• Анализ эффективности эксплуатации скважин в условиях формирования асфальтосмолопарафиновых отложений и высоковязких эмульсий на скважинах, оборудованных штангововыми насосными установками на примере Манчаровской площади Игметского месторождения

  Геологическое строение эксплуатационных объектов и емкостно-коллекторские свойства продуктивных отложений. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Рекомендации по их эксплуатации.
  
  курсовая работа [4,9 M], добавлен 15.02.2012
  

• Повышение эффективности работ ШНСУ с помощью якоря

  Геологическое строение месторождения. Коллекторские свойства продуктивных объектов. Свойства и состав нефти, газа и воды. Схема разработки месторождения. Характеристика показателей способов эксплуатации скважин. Экономический эффект от внедрения якоря.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 17.09.2012
  

Другие документы, подобные "Разработка Вишанского нефтяного месторождения"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам