Рекомендации по улучшению показателей добычи нефти по ТПП "Котовонефтегаз"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Реферат
• Введение
• 1. Геологическая часть
• 1.1 Общие сведения о районе
• 1.2 Орогидрография
• 1.3 Стратиграфия
• 1.4 Тектоника
• 1.5 Нефте-газо-водоносность, коллекторские свойства пласта
• 1.6 Геолого-физическая характеристика коллектора
• 1.7 Литолого-петрофизическая характеристика коллектора
• 1.8 Физико-химические свойства нефти, газа и воды в пластовых и поверхностных условиях
• 1.9 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом
• Выводы к разделу 1
• 2. Технологическая часть
• 2.1 История проектирования разработки пласта и основные положения проектных документов
• 2.2 Анализ разработки с начала эксплуатации
• 2.3 Анализ текущего состояния на 01.01.13 года евлановско-ливенского горизонта
• 2.4 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
• 2.5 Анализ проведенных мероприятий
• 2.6 Анализ системы заводнения
• 2.7 Расчет выработки запасов нефти из пластов
• Выводы к разделу 2
• 3. Техническая часть
• 3.1 Анализ работы фонда скважин
• 3.2 Применение технологии ВГВ на евлановско-ливенском горизонте
• 3.3 Краткая характеристика скважины №108 Котовской
• 3.4 Краткая характеристика скважины №118 Котовской
• 3.5 Схема установки по приготовлению и закачке в пласт мелкодисперсной водогазовой смеси
• 3.6 Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта
• 3.7 Анализ применения ВГВ на евлановско-ливенском горизонте
• 3.8 Описание добычи нефти
• 3.8.1 Область применения и принцип работы УЭЦН
• 3.8.2 Устройство узлов центробежного погружного электронасоса
• 3.8.3 Предохранительное устройство - протектор
• 3.8.4 Электродвигатель
• 3.8.5 Кабель
• 3.8.6 Станция управления
• 3.8.7 Характеристика погружных центробежных электронасосов
• 3.9 Обоснование способов дальнейшей эксплуатации скважин
• 3.10 Расчет и выбор оборудования погружного центробежного электронасоса (ЭЦН) по скважине 69 Котовского месторождения
• 3.10.1 Расчет и выбор насосно-компрессорных труб
• 3.10.2 Определение необходимого напора ЭЦН
• 3.10.3 Определение габаритов погружного агрегата
• 3.10.4 Выбор автотрансформатора
• 3.11 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
• Выводы по разделу 3
• 4. Экономическая часть
• 4.1 Цель и сущность экономического обоснования технологического мероприятия
• 4.2 Характеристика итогового показателя экономического эффекта
• 4.3 Исходные данные для проведения экономического обоснования технологического мероприятия.
• 4.4 Расчёт показателей экономического эффекта
• 4.4.1 Расчёт полной себестоимости добычи 1 т нефти по Котовскому (ЭО) до реализации технологического мероприятия
• 4.4.2 Расчёт показателей экономического эффекта от реализации технологического мероприятия на Котовском месторождении
• 4.5 Оценка экономических результатов
• 4.5.1 Расчёт относительных значений оценочных показателей
• 4.5.2 Экономическая оценка
• 4.6 Организационно-экономические выводы и рекомендации
• 5. Охрана труда
• 5.1 Анализ риска
• 5.1.1 Описание системы Ч-М-С
• 5.1.2 Идентификация опасностей: характеристика опасных и вредных факторов, источники их возникновения
• 5.1.3 Оценка риска: анализ частоты появления каждого фактора и анализ тяжести последствий от их воздействия
• 5.2 Рекомендации по уменьшению риска производственных процессов
• 5.2.1 Технические мероприятия, направленные на устранение непосредственного контакта работающих с опасными и вредными факторами
• 5.2.2 Организационные мероприятия, направленные на предупреждение тяжелых и регулярных несчастных случаев, профзаболеваний, аварий
• 5.2.3 Обеспечение электро-, пожаро-, и взрывобезопасности
• 5.2.4 Организация обучения безопасным методам работы
• 5.2.5 Организация контроля за состоянием оборудования, соблюдением правил и норм
• 5.2.6 Виды оформляемой мастером документации
• Выводы по разделу 5
• 6. Экологическая часть
• 6.1 Состав и структура природоохранных органов КНГДУ
• 6.2 Анализ экологической ситуации на 01.01.2008
• 6.3 Расчет ущерба от факела на Котовском месторождении
• 6.4 Расчет платы за выбросы в атмосферный воздух
• 6.5 Отчет о выполнении плана природоохранительных мероприятий по ТПП "Котовонефтегаз за 2007 год
• 6.6 План природоохранительных мероприятий по ТПП "Котовонефтегаз" на 2008 год
• 6.7 Использование установки СЕПС МК-IV для переработки нефтешламов
• Выводы по разделу 6
• 7. Гражданская оборона
• 7.1 Организация и содержание исследований по оценке устойчивости работы объекта нефтегазовой промышленности
• 7.2 Подготовка производства к работе в военное время
• 7.3 Меры безопасности при тушении пожаров на объектах нефтегазовой промышленности
• Выводы по разделу 7
• Заключение и рекомендации
• Используемая литература

Реферат

Пояснительная записка содержит 159 страниц, 21 таблицу, 8 рисунков, 7 литературных источников.

КОТОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА, СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ, ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА НЕФТЕДОБЫЧИ, ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ, КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ, ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.

В геологической части дана характеристика месторождения, нефтегазоносности, коллекторских свойств продуктивного пласта, физико-химические характеристики пластовых флюидов, выполнен подсчет запасов нефти и газа евлановско-ливенского горизонта.

В технологической части изложены основные положения проектного документа, сопоставлены проектные и фактические показатели разработки, сделан прогноз показателей разработки, описана геологическая и фильтрационная модель пласта, расчёт перспективного плана добычи нефти и конечного коэффициента нефтеотдачи, даны рекомендации по улучшению показателей разработки залежи.

В технической части изложен анализ работы фонда скважин, приведен анализ работы фонда скважин, дано описание оборудования для добычи нефти; произведен расчет оборудования УЭЦН.

В экономической части работы рассмотрена калькуляция себестоимости нефти по ТПП "Котовонефтегаз", рассчитана себестоимость нефти по месторождению, прибыль от реализации дополнительно добытой нефти.

В разделе "Охрана труда " проведен анализ возможных опасных и вредных факторов, возникающих при эксплуатации скважин, причин возникновения аварий и несчастный случаев, приведен комплекс мероприятий по предупреждению и устранению вредного влияния факторов на человека и оборудование.

В разделе "Экологическая часть" разработаны рекомендации по охрана недр, водных и воздушных бассейнов, земель. Представлен комплекс мер по предупреждению порывов нефтепроводов, выбросов вредных загрязняющих веществ и противокоррозионной защите трубопроводов. Особое внимание уделено мониторингу окружающей среды и раннему обнаружению загрязняющих факторов.

В разделе "Гражданская оборона" разработаны мероприятия по надежности защиты рабочих, служащих и членов их семей от всех поражающих факторов современных средств нападения противника; непрерывности управления производственным процессом и гражданской обороной объекта.

Введение

Одной из основных задач социально-экономического развития Российской Федерации является создание эффективной, конкурентоспособной экономики. При любых вариантах и сценариях развития экономики на ближайшие 10 - 20 лет природные ресурсы, в первую очередь ископаемые топливно-энергетические ресурсы, будут главным фактором экономического роста страны.

Располагая 2.8 % населения и 12.8 % территории мира, Россия имеет 11 - 13 % прогнозных ресурсов около 5 % разведанных запасов нефти, 42 % ресурсов и 34 % запасов природного газа, около 20 % разведанных запасов каменного и 32 % запасов бурого угля. Суммарная добыча за всю историю использования ресурсов составляет в настоящее время по нефти около 20 % от прогнозных извлекаемых ресурсов и по газу - 5 %. Обеспеченность добычи разведанными запасами топлива оценивается по нефти и по газу на несколько десятков лет, а по углю и природному газу значительно выше.

В настоящее время добычу нефти осуществляют 37 акционерных обществ, входящих в вертикально-интегрированных компаний, 83 организации и акционерные общества с российским капиталом, 43 организации с иностранным капиталом, 6 дочерних предприятий ОАО "Газпром".

По состоянию на 01.2009 г. в разработке находятся более 1220 нефтяных и газонефтяных месторождений, расположенных в различных регионах страны - от острова Сахалин на востоке до Калининградской области на западе, от Красноярского края на юге до Ямало-Ненецкого округа на севере.

Добыча нефти в нефтедобывающем комплексе с 1991 по 1993 гг. сократилась с 462 до 350 млн. т., т.е. на 112 млн. тонн. С 1993 по 1997 гг. - с 350 до 305 млн. т., т.е. на 45 млн. тонн. С 1997 г. и по 2003 г. добыча нефти стабилизировалась на уровне 320 - 345 млн. т., за 6 месяцев 2007 года добыто 320 млн. тонн. Обводненность добываемой продукции составляет чуть более 82 %. Средний дебит нефти одной скважины составляет 7.4 тон/сутки. Степень выработки запасов нефти категорий А, В, С ₁ на разрабатываемых месторождениях в целом по России составляет 52.8 %. Наиболее высокая выработка запасов наблюдается по Северо-Кавказскому (82.2 %) и Поволжскому (77.8 %) регионам, наименьшая - по Западной Сибири (42.8 %) и Дальнему Востоку (40.2 %). Значительная часть текущих извлекаемых запасов нефти рассредоточена в заводненных пластах, в пластах с низкой проницаемостью, в подгазовых и водонефтянных зонах, что создает значительные сложности при их извлечении.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о районе

Котовское месторождение расположено на границе Котовского и Даниловского районов Волгоградской области, в 30 км северо-западнее г. Котово, являющегося основным пунктом, обустроенным на современном уровне.

Асфальтированные дороги соединяют г. Котово с городами Камышин, Волгоград, Жирновск. В районе месторождения имеются автодороги.

Железнодорожная сеть представлена железнодорожной магистралью "Камышин-Москва", проходящей в 15-20 км к северо-востоку от месторождения, участком железной дороги "Волгоград-Балашов" и подъездным железнодорожным участком к Коробковскому газоперерабатывающему заводу.

Ближайшим месторождением является Коробковское газонефтяное месторождение, находящееся в 10км к юго-востоку от Котовского месторождения.

Котовское месторождение находится в районе деятельности ТПП "Котовонефтегаз".

Магистральные нефтепроводы и газопроводы проходят в 25-30 км к востоку и с ними Котовское месторождение связано через Коробковский узел.

Электроснабжение осуществляется от сети "Волгоградэнерго", водоснабжение от водовода "Филино" (Коробковское месторождение).



Рис. 1.1 -Схема расположения месторождения

1.2 Орогидрография

Ландшафт местности степной, слабовсхолмленный, с густой сетью оврагов и балок. На отдельных участках имеются лесные насаждения, часть которых относится к заповедной зоне. Правые склоны балок и оврагов крутые и хорошо обнаженные, левые - пологие, покрытые чехлом песчано- глинистого делювия. Абсолютные отметки рельефа находятся в пределах 120-200м над уровнем моря.

Основной водной артерией района является р. Медведица, находящаяся в 35км к северо-западу от Котовского месторождения.

Климат района резко континентальный с холодной зимой и засушливым летом. Годовые колебания температур от минус 2 до минус 30^о С в зимнее время, до плюс 42^о С в летний период.

Основной состав населения - русские и украинцы.

1.3 Стратиграфия

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения мелового, юрского, пермского, каменноугольного и девонского возрастов, которые литологически представлены терригенными и карбонатными породами.

Самой глубокой скв.34 (3712м) на Котовском месторождении вскрыты отложения нижнефранкского подъяруса (пашийский горизонт). Западнее месторождения скв.59 вскрыты более древние (морсовские) отложения на глубине 4279м. Кристаллический фундамент не вскрыт ни одной скважиной.

Особенностью отложений геологического разреза является то, что в составе карбонатной части франкского яруса установлены органогенные породы, имеющие рифогенную природу. Рифовый тип отложений зафиксирован в интервале разреза от рудкинского до ливенского горизонта(франкский ярус) включительно. В рудкинском горизонте пачка органогенных известняков отмечена в скв.1 за пределами залежи.

В строении Котовской органогенной постройки выявлены черты сходства с девонскими рифами Западной Австралии, Западного склона Урала, Татарии, выраженные аналогичным составом пород и комплексами организмов. Рифогенные образования Татарии отнесены по происхождению к платформенным или внутриплатформенным.

Предрифовый тип характеризуется глинистостью и битуминозностью карбонатных пород, наличием дополнительной ливенской толщи в верхней части подъяруса.

Рифовый тип имеет увеличенную толщину осадков, биморфный и биоморфно-детритовый состав пород.

В зарифовом типе разреза преобладают слоистые карбонатные отложения с разнообразным комплексом пород.

Осадки относительно глубоководного бассейна представлены известняками микротонкозернистыми, глинистыми и битуминозными, в разной степени доломитизированными, аргиллитами слабо известковистыми и мергелями тонкослоистыми, битуминозными.

Котовский рифовый массив сложен биоморфными, биоморфнодетритовыми, органогенно-обломочными и сгустковато-комковатыми известняками. В биоморфных известняках широко развиты известковистые водоросли, являющиеся основными рифостроящими организмами. Отмечаются также мшанки, четырехлучевые кораллы, табуляты, фораминиферы, брахиоподы, пелециподы, гастроподы, остракоды и морские лилии. Толщина евлановско-ливенского горизонта в пределах Котовского рифа около 150м., в зарифовой части 50-70м. Поверхность рифа покрыта желваково-водораслевыми известняками.

Над органогенными постройками и в зарифовой зоне отмечается предфаменский перерыв в осадконакоплении и несогласное залегание пород задонского горизонта на верхне-франкских образованиях. В пределах Уметовско-Линевской депрессии перерыв не наблюдается. Здесь ливенские известняки сменяются отложениями линевской толщи. Последняяя сложена известняками глинистыми, битуминозными, с прослоями мергелей; содержит своеобразный комплекс фауны, не встречающийся в ливенских отложениях. В Уметовско-Линевской депрессии на породах линевской толщи залегают карбонатно-глинистые породы уметовской толщи. Общая толщина обеих толщ по данным скважин Котовской площади колеблется от 28 до 93м.

Палеозойская группа.

Включает девонскую, каменноугольную и пермскую системы.

Девонская система.

Представлена средним и верхним отделами.

Средний отдел

Морсовский горизонт

Представлен мергелями, известняками, доломитами, и аргиллитами. Литологически в морсовских отложениях выделяются три пачки (сверху вниз): известково-мергелевая, доломитовая, аргиллитовая. Мергели светло-серые, тонкозернистые, с включением ангидрита, гипса.

Доломиты серые, темно-серые, пелитоморфные. Аргиллиты зеленовато-серые, тонкодисперсные.

Вскрытая толщина 145 м.

Мосоловский горизонт

На территории Волгоградской области имеет широкое распространение. Представлен известняками светло-серыми с зеленоватым оттенком, тонкозернистыми, детритусовыми, плотными с прослоями битуминозных мергелей с брахиоподами.

Толщина 77-60 м.

Черноярский горизонт

Сложен в основном аргиллитами, характеризующимися низкими удельными сопротивлениями, с подчиненными прослоями известняков. Аргиллиты зеленовато-серые, пиритизированные.

Толщина 22-36 м.

Верхний отдел включает фаменский и франский ярусы.

Франский ярус

Представлен евлановско-ливенским горизонтом, который сложен рифогенными известняками с хорошими коллекторскими свойствами. Отложения нефтенасыщенны.

Фаменский ярус

Включает сенновский, зимовской, лебедянский, елецкий, задонский горизонты и уметовскую толщу. Это довольно однородная толща известняков, местами глинистых и доломитизированных, с прослоями мергелей и аргиллитов и 90-метровой пачкой глин в основании. Мощность яруса 730 м.

Каменноугольная система.

Разделена на три отдела: нижний, средний и верхний.

Нижний отдел

Разделяется на турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

Турнейский ярус

Выполнен известняками с прослоями аргиллитов.

Мощность 190 м.

Визейский ярус

Нижняя часть представлена Малиновским горизонтом.

Средняя тульским и бобриковским горизонтами. Сложены песчаниками с прослоями аргиллитов с пачкой глин в основании. Мощность 127-147м.

Верхняя часть состоит из веневского, михайловского и алексинского горизонтов.

Веневский и Михайловский горизонты представлены однородной толщей известняков светло-серых, местами глинистых. Мощность их 160м.

Алексинский горизонт представлен чередованием песчаников и аргиллитов с пластом глинистого известняка в основании. Мощность 75

Средний отдел

Включает московский и башкирский ярусы.

Башкирский ярус состоит из верхнего и нижнего подъярусов.

Нижнебашкирский подъярус

Выполнен известняками. Мощность 55 м.

Верхний подъярус

Состоит из мелекесского и черемшанского горизонтов, которые сложены глинами с прослоями песчаников. Глины известковистые, алевритистые, песчаники известковые. Мощность 85 м.

Московский ярус.

Включает верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.

Верейский горизонт представлен чередованием глин тонкослоистых, алевритистых и полимиктовых песчаников и алевролитов. Мощность 175 м.

Каширский горизонт сложен в кровле и подошве известняками, в средней части песчаниками и глинами. Мощность 110 м.

Подольский горизонт выполнен известняками мелкозернистыми и биоморфными, местами трещиноватыми. Ближе к кровле выделяются две маркирующие пачки тёмно-серых глин, местами доломитизированных (подольские реперы). Мощность 180 м.

Верхний отдел

Представлен (касимовский и гжельский ярусы) известняками, вверху органогенными. В нижней части отмечаются прослои глин тонкослоистых, известковистых, алевритистых. Мощность отдела 330-340 м.

Пермская система.

Разделяется на нижний (ассельский и артинский ярусы) и верхний (казанский ярус) отделы.

Нижний отдел

Ассельский ярус сложен известняками, доломитами, ангидритами. Мощность 58-68м. Они трансгрессивно перекрывают каменноугольные породы.

Артинский ярус сложен доломитами и сульфатами. Мощность 35-40м.

Казанский ярус выполнен известняками. Мощность 15-20 м.

Мезозойская группа.

Представлена в разрезе юрскими и меловыми осадками.

Юрская система.

Юрские породы с размывом лежат на пермских. Состоит из частично размытого верхнего (келловейский) и среднего (батский и байосский ярусы) отделов.

Средний отдел

Келловейский ярус сложен глинами. Мощность 37-40м

Верхнийй отдел

Байосский ярус сложен глинами с подчиненным значением песчаников и алевролитов. Мощность 115-140 м.

Батский ярус сложен глинами, алевролитами. Вверху маркирующий пласт плотного песчаника (репер). Мощность яруса 50 м.

Меловая система.

Представлена нижним отделом (готерив-барремский ярус), сложена песками и песчаниками слабосцементированными. Мощность 35-45м.

Пермская система

Отложения пермской системы присутствуют в сокращенном объеме.

Кайнозойская группа.

Сложена маломощным (3-5м) чехлом элювиально-делювиальных песков и суглинков четвертичного возраста.

1.4 Тектоника

Осадочный чехол рассматриваемой территории можно расчленить на два структурных этажа: верхний, включающий мезозойские и каменноугольные отложения, и нижний - карбонатная толща франкского яруса с хорошо выраженной кровлей ливенского горизонта. Горизонты фаменского яруса повторяют структурный план ливенского горизонта, постепенно выполаживаясь вплоть до нижнебашкирского яруса карбона. По верхнему структурному этажу район месторождения охватывает западный склон центральной части Доно-Медведицких дислокаций, включая западное крыло Коробковского поднятия, Тарасовский структурный нос и Неткачевский прогиб. По нижнему структурному этажу он находится в зоне северо-западного борта Уметовско-Линевской депрессии, на стыке ее с Терсинской террасой. Вдоль борта впадины прослеживается зона рифогенных построек в толще верхнефранских отложений. Она приурочена к древнему морфологическому уступу в рельефе морского дна, являющемуся границей между мелководной и глубоководной (депрессионной) фациальными зонами. Предполагается, что морфологическому уступу соответствует унаследованный тектонический уступ того же падения, а морфологической впадине - интенсивно-прогибающаяся тектоническая впадина. Прогибание в верхнефранкское время носило некомпенсированный характер. На границе франкского и фаменского веков глубоководную впадину заполнила уметовско-линевская толща компенсации. Северо-западная граница распространения ее совпадает с зоной развития рифов.

В тектоническом отношении Котовское поднятие по верхнему структурному этажу приурочено к западному склону центральной части Доно-Медведецких дислокаций, в нижнем структурном этаже - к западному борту Уметовско-Линевской депрессии, Коробковско- Нижнедобринской зоне развития рифовых фракций.

Ширина структуры в евлановско-ливенских отложениях по замкнутой изогипсе -2480м изменяется от 850м в южной части до одного километра в профиле скв.2,107, 64. Северо-восточная оконечность рифа имеет ширину 550м. Высота органогенной постройки около 500м включает отложения от рудкинских до ливенских. Юго-восточный борт, южная переклиналь и западный борт южной части имеют крутые склоны (до 30-45^о); северо-западный склон сравнительно пологий - 8-13^о. В северо-восточном направлении рифогенное тело теряет свою четкую выраженность; структура погружается постепенно.

Самая высокая точка рифа -2294 (скв.98), высота ловушки около 200м. Тело рифа по всей длине осложняется рядом куполов, разделенных неглубокими седловинами. Один из таких куполов, самый северный, изолирован не только седловиной, но и зоной уплотненных пород в верхней части ливенского горизонта (скв.12, 34). Покрышкой над евлановско-ливенскими рифогенными отложениями являются известково-мергельно-аргиллитовая толща задонского и елецкого горизонтов. В задонском горизонте выделяется три литологических пачки снизу вверх: аргиллитовая, мергельно-известковая и аргиллитово-мергельная, в елецком - глинисто-известковая. Толщина покрышки над залежью колеблется от 126 до 168м; за пределами залежи увеличивается до 250-425 м. Толщина нижней пачки, аргиллитовой, изменяется от 3 до 12 м.

1.5 Нефте-газо-водоносность, коллекторские свойства пласта

В разрезе месторождения выявлены нефтегазоносность в пластах песчаников бобриковского горизонта визейского яруса и нефтеносность в рифогенном комплексе карбонатных пород органогенной постройки евлановско-ливенского горизонта франского яруса.

Залежь нефти евлановско-ливенского горизонта приурочена к рифогенному комплексу карбонатных пород рифогенной постройки высотой около 500м (от рудкинского до ливенского горизонта включительно).

Ловушка в пределах нефтенасыщенной части представляет собой узкое, но протяженное сооружение северо-восточного простирания, ширина которого в северной и южной частях порядка 800м, а в центральной - около 1000-1300м.

Покрышкой служат глинисто- карбонатные породы задонско- елецкого горизонта.

Резервуар в южной части отчетливо многопластовый, где пористо-проницаемые пласты разделены относительно плотными пачками, первичные коллекторские относительно поздние (исключая зоны карстования преимущественно в верхней части разреза). Зато интенсивно развита вертикальная трещиноватость, которая может связывать отдельные проницаемые пласты в единую гидродинамическую систему. Низкопроницаемыми "лагунными" отложениями природный резервуар достаточно изолирован от вмещающих отложений; наличие вертикальной трещиноватости позволяет предполагать активное вертикальное перемещение флюидов, в том числе подошвенных вод. На обоих участках верхняя часть резервуара осложнена карстовыми процессами.

Предложенная модель объясняет быстрое появление воды в скважинах и относительно слабую гидродинамическую связь скважин между собой на южном участке.

Залежь нефти евлановско-ливенского горизонта размещается в рифогенном комплексе карбонатных пород органогенной постройки северо-восточного простирания с крутыми крыльями в южной ее части и несколько выположенными на севере, что объясняется генетическми условиями формирования рифа.

Глубина залегания евлановско-ливенских продуктивных отложений 2443-2600м.

Ширина ловушки в пределах контура по профилю скв.40-41 составляет 800м, в центральной части около 1000-1300 м, к северу сужается до 800м.

Высота органогенной постройки около 500м включая отложения от рудкинского до ливенского горизонтов.

По поверхности кровли евлановско-ливенского горизонта условно выделяются три участка. На юге четко рисуется структурная форма субмеридионального простирания, на севере структурный нос и два малоамплитудных поднятия того же простирания, в центральной части выделяется несколько приподнятых участков. Одно из них (северное) повторяет простирание северной переклинали, два других имеют округлую форму. К этой части органогенной постройки приурочено большее число прослоев с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

В разрезе скважин наблюдается чередование пород с различными фильтрационно-емкостными свойствами. Залежь нефти представляется массивной, положение границы раздела нефть-вода принято на уровне -2466м.

Коллекторские свойства пород изучали по керновому и геофизическим материалам, а также по результатам гидродинамических исследований скважин в процессе их бурения и эксплуатации.

Емкость в породах евлановско-ливенского горизонта сформирована в результате нескольких этапов тектогенеза (раннего и новейшего) и генерации. Основную долю емкости пород составляют вторичные пустоты. Седиментационные поры характерны только для известняков, сложенных субцилиндрическими стоматопорами, которые имеют резко подчиненное значение. Основными факторами в формировании открытой вторичной пористости являются процессы выщелачивания и трещинообразования. Выщелачивание протекало с различной интенсивностью как по площади, так и по разрезу. Это привело к чередованию прослоев пористых и плотных. К плотным прослоям обычно приурочена открытая трещиноватость и редкие каверны, а также разности, сформированные в результате послойного полного или частичного залечивания ранее образованных пор и каверн вторичным кальцитом, доломитом, сульфатами. При этом, наряду с уплотнением рифогенных отложений вторичным доломитом, наблюдаются процессы растворения кальцитовых включений, оставшихся между зернами доломита и приводящие к формированию прослоев с высокой емкостью.

Процессы выщелачивания и перекристаллизации привели к тому, что каждая разность пород характеризуется большим диапазоном фильтрационно-емкостных свойств. Граничные значения кондиционных параметров, установленные по результатам исследований пертофизических связей и фазовых проницаемостей, характеризуют толщину с пористостью до 4% по НГК (нейтронный гамма-каротаж) ненасыщенной подвижной нефтью. Эффективная нефтенасыщенная толщина при этом определена по общему проценту проницаемых прослоев во вскрытом скважинами объеме залежами, а затем этот же процент перенесен на невскрытый объем. Рассчитанная таким образом средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина равна 61.2 м. Начальный ВНК вскрыт десятью скважинами, остальными нефтенасыщенная часть пройдена на глубине от 3 (скв.105) до 156 (скв.108) от кровли.

Нефть содержится в кавернах, трещинах и порах. По размерам пустоты неодинаковы: от обычных пор до каверн 0.5-1.0 см и даже до 7см, раскрытость трещин 5-20мкм и более. Трещины прослеживаются на значительную глубину, они вертикальны или с углом наклона 75-85^о, густота их от 1 до 260 1/м. Не все нефтенасыщенные пустоты сообщаются друг с другом.

Количественно коллекторские свойства отложений определены по данным анализа керна из скважин (735 исследованных образцов, 69 образцов характеризует коллектор) и интерпретации ГИС.

Величина открытой пористости по керну колеблется от 4.1 до 16.2%, среднее значение равно 8%, коэффициент вариации 0.36.

Пористость по данным промыслово-геофизических исследований скважин определялась методом сопротивления (БК), нейтронным гамма-каротажом (НГК) и акустическим каротажом (АК).

Анализ полученных величин пористости по БК и АК с пористостью, определенной по керну, показал, что АК дает величину межзерновой пористости коллекторов смешанного типа, БК отражает какую-то промежуточную пористость между общей и межзерновой в силу влияния структуры порового пространства. Пористость, определенная методом НГК, по всему вскрытому интервалу евлановско-ливенских отложений превышает значения пористости, полученных методами БК и АК и указывает тем самым на наличие вторичной пористости. Поэтому для расчетов взята пористость по НГК (960 определений в 35 скважинах), средняя величина которой равна 10.7%.

Нефтенасыщенность определялась по содержанию связанной воды в керне породы (52 определения в семи скважинах) и по ГИС, методом остаточной водонасыщенности (956 определений в 35 скважинах). Среднее значение нефтенасыщенности равны соответственно 67 и 83%. Для расчетов принята величина нефтенасыщенности 83%, как наиболее представительная.

Проницаемость коллекторов по керну (69 определений в девяти скважинах) колеблется от 0.001 до 1.103 мкмІ и по гидродинамическим исследованиям 61 скважины колеблется от 0.002 до 1.008 мкмІ. Средние величины равны соответственно 0.061 и 0.130 мкмІ. Для расчетов принята величина проницаемости 0.13 мкмІ.

Показатели неоднородности не оценивали в связи с карбонатным типом отложений. Вместе с тем, изменение емкости и проницаемости по площади и по разрезу, чередование в разрезах скважин уплотненных и кавернозных прослоев, наличие безводного периода в работе добывающих скважин, забои которых удалены от ВНК на небольшие расстояния, характеризует объект как неоднородный. Особенно показательны в этом отношении значения коэффициентов анизотропии коллекторов, показывающие соотношение проницаемости в горизонтальном и вертикальном направлении. Максимальное значение коэффициента анизотропии составляют в северной части южного купола 156, и в остальной части южного купола 1.0 (в основном менее 0.01). в качестве геологической основы такой закономерности изменения коэффициента анизотропии по площади поднятия можно считать более высокую (вдвое) раздробленность основной части южного купола и, как следствие, повышенную трещиноватость.

На Котовском месторождении разведочными скважинами были опробованы каменноугольные и девонские отложения, начиная от мосоловских и кончая башкирскими, в результате чего изучена нефтегазоносность всего разреза.

Промышленно нефтеносными в разрезе являются евлановско-ливенские отложения, которые с 1979 года находятся в разработке.

Опробыванием испытателями пластов изучены отложения задонско-елецкого горизонта. В трех скважинах (97,120,129) притока не получено, в скв.121 получен приток нефти, в скв.112 - нефть и пластовая вода.

1.6 Геолого-физическая характеристика коллектора

Геолого-физическая характеристика нефтяной залежи евлано-ливенского горизонта Котовского месторождения представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Геолого-физическая характеристика коллектора

ПАРАМЕТРЫ	Евлановско-ливенский горизонт
Средняя глубина залегания, м	2550
Тип залежи	массивная
Тип коллектора	Кав-трещ-пор
Площадь нефтегазоносности, тыс.мІ	5867
Средняя общая толщина, м	133
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	61,2
Пористость, %	10,7
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.	-
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.	0,83
Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед.	0,83
Проницаемость, мкмІ	0,130
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,96
Коэффициент расчлененности, доли ед.	1,72
Начальная пластовая температура, С	79
Начальное пластовое давление, МПа	28,2
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас	0,55
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПас	6,0
Плотность нефти в пластовых условиях, т/мі	0,673
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/мі	0,817
Абсолютная отметка ВНК, м	-2466
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,540
Содержание серы в нефти, %.	0,16
Содержание парафина в нефти, %.	5,1
Давление насыщения нефти газом, МПа	18
Газосодержание нефти, мі /т	219
Содержание сероводорода, %	Отс.
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	0,578
Вязкость воды в поверхностных условиях, мПас	0,67
Плотность воды в пластовых условиях, т/мі	1,017
Плотность воды в поверхностных условиях, т/мі	1,160
Сжимаемость, 1/МПа·10-4
нефти	21
воды	4,56
породы	0,68

Среднее пластовое давление, приведенное к ВНК, за весь период эксплуатации евлановско-ливенского горизонта снизилось на 2.4 МПа и на 01.01.08 составляет 25.8 МПа. В процессе разбуривания южного купола на участках ввода новых скважин не отмечалось заметных отличий величины пластового давления от средней его текущей величины по залежи в целом. Это служит свидетельством хорошей гидродинамической связи в пределах всей залежи.

Отсутствие коллектора евлановско-ливенского горизонта в опущенном блоке в районе скв.12 и 34 делит поднятие на два самостоятельных купола (северный и южный).

Залежи куполов массивного типа. По пространственному размещению относятся к классу подстилаемых водой, нефтяных, богатых газом, растворенным в нефти.

Этаж нефтеносности северной залежи равен 19м, южной - 171.5м.

Размеры залежи соответственно равны 2.6Х 0.6км и 7.6Х 0.9км.

1.7 Литолого-петрофизическая характеристика коллектора

Основным набором рифостроителей являются на северном куполе - водоросли и морфологически различные строматопоры; на южном - водорослевые известняки и массивные формы строматопор. Вследствие этого в пределах рифа меняется структурно-генетический тип пород и их первичные коллекторские свойства. На северном куполе резервуар относительно однороден, коллектора в значительной степени первичные каверно-поровые в известняках, сложенных рифостроящими каркасными организмами. Вертикальная расслоенность разреза относительно невелика и низкопроницаемые пласты, если они есть, располагаются вблизи ВНК. Пририфный резервуар гидродинамически тесно связан с латерально замещающими риф мелководными, в целом проницаемыми отложениями, что обуславливает активный гидродинамический режим. На южном куполе резервуар отчетливо многопластовый, где пористо-проницаемые прослои разделены более плотными пачками, коллекторские свойства относительно поздние (исключая зоны карстования преимущественно в верхней части разреза). Зато интенсивно развита вертикальная трещиноватость, которая связывает отдельные проницаемые прослои в единую гидродинамическую систему. Низкопроницаемыми "лагунными" отложениями природный резервуар достаточно изолирован от вмещающих пород, однако, наличие вертикальной трещиноватости позволяет предполагать активное вертикальное перемещение флюидов. На обоих участках верхняя часть резервуара осложнена карстовыми процессами.

Продуктивные отложения представлены плотными известняками, чередующимися с кавернозными известняками и доломитами, имеющими различные емкостные и фильтрационные характеристики, с включениями прожилок кварца и пирита, и залегающими в среднем на глубине 2550м.

На основании петрофизического изучения пород-коллекторов выделены следующие их типы: порово-каверново-трещинный (подтип - каверново-трещинный), трещинно-порово-каверновый, каверново-поровый и порово-каверновый.

Тип коллектора непостоянен как по площади, так и по разрезу, о чем свидетельствует изменчивость коллекторских свойств при анализе геолого-промыслового материала и наличие зон поглощения в процессе бурения данных отложений.

1.8 Физико-химические свойства нефти, газа и воды в пластовых и поверхностных условиях

Физико-химические свойства и состав нефти и растворенного газа изучались по глубинным и поверхностным пробам. Глубинные пробы отбирались пробоотборником с глубины 2454-2600 м. Поверхностные пробы отбирали на устье скважин или из резервуаров промысловых сооружений.

Состав и свойства нефти евлановско-ливенского горизонта изучены по щестнадцати глубинным пробам

На северном и южном куполах они разнятся. Плотность нефти на северном куполе 660кг/мі, на южном - 673кг/мі, вязкость 0.35 и 0.55 мПа^.с, давление насыщения 19.2 и 18.0 МПа, объемный коэффициент 1.62 и 1.54. Газосодержание нефти, по данным дифференциального разгазирования проб, 280 и 225 мі/т. Суммарный газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях составил по южному куполу 195мі/т. Газовый фактор, определенный как отношение добычи растворенного газа к добыче нефти, равен 275 мі/т. Эта величина и принята для подсчета запасов растворенного газа, т.к. залежь находится на завершающей стадии разработки.

По результатам исследований поверхностных проб нефти евлановско-ливенского горизонта по составу представлены метановыми и нафтеновыми углеводородами (содержание 31-41% и 32-38% соответственно). Нефти легкие (плотность дегазированной нефти на северном куполе 819 кг/мі, на южном - 817 кг/мі), смолистые (среднее содержание смол 6.6 -.10.0 %), среднепарафинистые (4.1 - 5.1%), малосернистые (0.16%), маловязкие (4.9 мПа.с на северном куполе и 6.0 мПа.с - на южном).

Нефтяной газ содержит 62.6% метана, 10.8% этана, 10.7% пропана, 5.79% бутана. Эти величины приняты для подсчета запасов компонентов. Плотность газа 1.132 кг/мі (относительная 0.939).

Пластовая вода относится к хлоркальциевому типу. Минерализация ее 232-247 г/л, содержание йода 8-26 мг/л, брома 680-800 мг/л. Плотность воды 1160 кг/мі, вязкость 0.67 мПа^.с.

Физико-химический состав пластовых вод отражают химические анализы наиболее представительных проб воды.

Евлановско-ливенский горизонт характеризуется значениями минерализации вод от 232 до 247г/л, коэффициентов натрий/хлор от 0.6 до 0.64, хлор-натрий/магний от 4.6 до 6.2. Для сульфат-иона характерны концентрации от 5-7 мг-экв./л. Содержание йода колеблется от 8 до 26 мг/л, брома от 680 до 800 мг/л.

В целом, пластовые воды являются рассолами хлор-кальциевого типа (по В.А. Сулину), хлоридной группы, натриевой подгруппы. Они характеризуются высокой степенью метаморфозности состава, что соответствует водам весьма затрудненного водообмена.

По данным Коробковского НГДУ пластовая температура евлановско-ливенского горизонта -352^оК (79^оС). Результаты химического анализа проб пластовых вод позволяют оценить содержание в них йода и брома как промышленные. По требованиям ГКЗ (1982г.) минимальными промышленными концентрациями для йода является его содержание в подземных водах более 10мг/л и для брома более 200мг/л, тогда как в пробах воды из отложений евлановско-ливенского горизонта преобладающими являются содержание йода от 10 до 20 мг/л, а брома от 500 до 800 мг/л.

1.9 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

В 1989г в работах института "ВолгоградНИПИнефть" по подсчету запасов нефти и проектированию разработки Котовского месторождения по евлановско-ливенскому горизонту рассматривалась только нефтяная залежь южного купола.

Проектный документ 1989г. составлен на утвержденную в том же году ГКЗ СССР величину начальных извлекаемых запасов нефти залежи южного купола равную 4939тыс.т.

В последующие годы разработки залежи фактические уровни добычи нефти превышали проектные величины и в 2003 г. накопленная добыча нефти по залежи южного купола достигла 5190,5 тыс.т при текущем годовом отборе нефти около 19,9тыс.т.

В 2001г выполнен пересчет запасов нефти залежи южного купола евлановско-ливенского горизонта. Новая величина ее начальных извлекаемых запасов нефти, принятая на баланс РГФ по состоянию на 01.01.2002г, равна 5709тыс.т и на 770 тыс.т превышает утвержденную в 1989г. ГКЗ СССР.

Залежь евлановско-ливенского горизонта - плавающая на воде. Площади нефтеносности замерены планиметром на подсчетном плане в границах принятых контуров.

ВНК принят на абсолютной отметке -2466м для южного купола.

Эффективная нефтенасыщенная толщина определялась как средненвзвешенная по площади с карты нефтенасыщенных толщин. Для построения карты использованы толщины по скважинам от кровли евлановско-ливенского горизонта до принятого ВНК.

Установлено, что емкостной резервуар нефти евлановско-ливенского горизонта состоит из коллекторов со сложной структурой пустотного пространства, причем только 15% продуктивного разреза освещено керном. Во вскрытой и освещенной керном части установлено два основных типа коллектора - каверново-порово-трещинный (КПТ) с преобладанием емкости пор и каверн и каверново-трещинный (КТ), емкость которого обусловлена наличием редких каверн и трещин. Разделяются типы по граничному значению пористости, равному 7%, и проницаемости 1*10^-3 мкмІ.

Подсчет балансовых запасов нефти выполнен по общепринятой формуле:

Qбал= F х h х Кп х Кн х р х О,

Где F - площадь нефтеносносности, тыс.мІ;

h - средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м;

Кп - коффициент пористости, доли единицы;

Кн - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

p - плотность нефти, кг/мі;

О - пересчетный коэффициент, доли единицы.

Qбал=5867*61.2*0.107*0.83*817*0.65=11350 тыс.т.

С учетом обоснованных выше параметров и коэффициентов начальные балансовые запасы нефти по залежи составили (А+В+С₁) 11350 тыс.т.

Подсчет извлекаемых запасов выполнен по формуле:

Qизв=Qбал*Кизв.н,

Где Кизв.н - коэффициент извлечения нефти, доли единицы (0,5).

Отсюда начальные извлекаемые запасы нефти по залежи составили (кат. А+В+С ₁) 5709 тыс.т.

Q _{ост бал} = 11350 - 5665,6 = 5684,4 тыс. т

Q _{ост изв} = 5709 - 5665,6 = 43,4 тыс. т

Подсчет запасов растворенного газа

Подсчет извлекаемых запасов растворенного газа выполнен исходя из газонасыщенности пластовой нефти 275 мі/т и принятого коэффициента извлечения нефти 0.5.

Q _{бал г} = 11350000 * 275 = 3121млн. мі

Q _{изв г} = 3121 * 0,5 = 1561 млн. мі

На 01.01.2008 года добыто 1304 млн мі газа, отсюда:

Q _{ост бал г} = 3121 - 1304 = 1817млн. мі газа

Q _{ост изв г} = 1561- 1304= 257 млн. мі газа.

Таблица 1.2 Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти евлановско-ливенского горизонта Котовского месторождения, числящиеся на балансе РГФ на 01.01.2008г.

Категория запасов	Площадь нефтеносности, тыс.мі	Средняя нефтенасыщенная толщина, м	Открытая пористость, доли ед.	Нефтенасыщенность, доли ед.	Объемный коэффициент нефти, доли ед.	Коэф. учитыв. долю открытости пор, доли ед.	Плотность нефти, кг/мі	Начальные геологические запасы нефти, тыс.т	Утвержденный коэффициент извлечения нефти, доли ед.	Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т	Добыча нефти на 01.01.2008, тыс.т	Остаточные запасы нефти, тыс.т
												геологич.	извлекаем.
В	5867	61,2	0,107	0,83	1,538	0,65	817	11350	0,5	5709	5666	5785	44

Выводы к разделу 1

Залежь нефти евлановско-ливенского горизонта приурочена к рифогенному комплексу карбонатных пород рифогенной постройки высотой около 500м (от рудкинского до ливенского горизонта включительно).

Ловушка в пределах нефтенасыщенной части представляет собой узкое, но протяженное сооружение северо-восточного простирания, ширина которого в северной и южной частях порядка 800м, а в центральной - около 1000-1300м.

Покрышкой служат глинисто- карбонатные породы задонско-елецкого горизонта.

Резервуар в южной части отчетливо многопластовый, где пористо-проницаемые пласты разделены относительно плотными пачками, первичные коллекторские относительно поздние (исключая зоны карстования преимущественно в верхней части разреза).

Глубина залегания евлановско-ливенских продуктивных отложений 2443-2600м.

Ширина ловушки в пределах контура по профилю скв.40-41 составляет 800м, в центральной части около 1000-1300 м, к северу сужается до 800м.

Высота органогенной постройки около 500м включая отложения от рудкинского до ливенского горизонтов.

Начальный ВНК вскрыт десятью скважинами, остальными нефтенасыщенная часть пройдена на глубине от 3 (скв.105) до 156 (скв.108) от кровли.

Нефть содержится в кавернах, трещинах и порах. По размерам пустоты неодинаковы: от обычных пор до каверн 0.5-1.0 см и даже до 7см, раскрытость трещин 5-20мкм и более. Трещины прослеживаются на значительную глубину, они вертикальны или с углом наклона 75-85^о, густота их от 1 до 260 1/м. Не все нефтенасыщенные пустоты сообщаются друг с другом.

Величина открытой пористости по керну колеблется от 4.1 до 16.2%, среднее значение равно 8%, коэффициент вариации 0.36.

Нефтенасыщенность определялась по содержанию связанной воды в керне породы (52 определения в семи скважинах) и по ГИС, методом остаточной водонасыщенности (956 определений в 35 скважинах). Среднее значение нефтенасыщенности равны соответственно 67 и 83%. Для расчетов принята величина нефтенасыщенности 83%, как наиболее представительная.

Проницаемость коллекторов по керну (69 определений в девяти скважинах) колеблется от 0.001 до 1.103 мкмІ и по гидродинамическим исследованиям 61 скважины колеблется от 0.002 до 1.008 мкмІ. Средние величины равны соответственно 0.061 и 0.130 мкмІ.

Физико-химические свойства и состав нефти и растворенного газа изучались по глубинным и поверхностным пробам. Глубинные пробы отбирались пробоотборником с глубины 2454-2600 м. Поверхностные пробы отбирали на устье скважин или из резервуаров промысловых сооружений.

Состав и свойства нефти евлановско-ливенского горизонта изучены по щестнадцати глубинным. На северном и южном куполах они разнятся. Плотность нефти на северном куполе 660кг/мі, на южном - 673кг/мі, вязкость 0.35 и 0.55 мПа^.с, давление насыщения 19.2 и 18.0 МПа,

объемный коэффициент 1.62 и 1.54. Газосодержание нефти, по данным дифференциального разгазирования проб, 280 и 225 мі/т. Суммарный газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях составил по южному куполу 195мі/т. Газовый фактор, определенный как отношение добычи растворенного газа к добыче нефти, равен 275 мі/т. Эта величина и принята для подсчета запасов растворенного газа, т.к. залежь находится на завершающей стадии разработки.

По результатам исследований поверхностных проб нефти евлановско-ливенского горизонта по составу представлены метановыми и нафтеновыми углеводородами (содержание 31-41% и 32-38% соответственно). Нефти легкие (плотность дегазированной нефти на северном куполе 819 кг/мі, на южном - 817 кг/мі), смолистые (среднее содержание смол 6.6 -.10.0 %),среднепарафинистые (4.1 - 5.1%), малосернистые (0.16%), маловязкие (4.9 мПа.с на северном куполе и 6.0 мПа.с - на южном).

Нефтяной газ содержит 62.6% метана, 10.8% этана, 10.7% пропана, 5.79% бутана. Эти величины приняты для подсчета запасов компонентов. Плотность газа 1.132 кг/мі (относительная 0.939).

Пластовая вода относится к хлоркальциевому типу. Минерализация ее 232-247 г/л, содержание йода 8-26 мг/л, брома 680-800 мг/л. Плотность воды 1160 кг/мі, вязкость 0.67 мПа^.с.

Физико-химический состав пластовых вод отражают химические анализы наиболее представительных проб воды.

Евлановско-ливенский горизонт характеризуется значениями минерализации вод от 232 до 247г/л, коэффициентов натрий/хлор от 0.6 до 0.64, хлор-натрий/магний от 4.6 до 6.2. Для сульфат-иона характерны концентрации от 5-7 мг-экв./л. Содержание йода колеблется от 8 до 26 мг/л, брома от 680 до 800 мг/л.

Начальные извлекаемые запасы нефти, принятые на баланс РГФ по состоянию на 01.01.2002г, равна 5709тыс.т и на 770 тыс.т превышает утвержденную в 1989г. ГКЗ СССР

2. Технологическая часть

2.1 История проектирования разработки пласта и основные положения проектных документов

Котовское месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1975г., в промышленную разработку в 1979г. В разработке находились две самостоятельные залежи, приуроченные к отложениям евлановско-ливенского горизонта и расположенные в северном и южном куполах Котовского месторождения.

Утвержденной ЦКР МНП в феврале 1982г. технологической схемой разработки Котовского месторождения предусматривалось иметь в общем фонде 78 скважин, в том числе 48 добывающих, 25 резервных и 5 оценочных и контрольных скважин.

В 1983 г. ГКЗ был утвержден подсчет запасов (протокол № 9376 от 09.12.83), в котором по северному куполу евлановско-ливенского горизонта геологические запасы составляли 620 тыс.т, извлекаемые 384 тыс.т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,62, по южному куполу геологические 23296 тыс.т, извлекаемые 14444 тыс.т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,62. Подсчетные параметры по южному куполу: средняя нефтенасыщенная толщина 115,7 тыс.мі, объем нефтенасыщенных пород 416600 тыс.мі, коэффициент открытой пористости 0,117, коэффициент нефтенасыщенности 0,9.

За период с 1983 по 1989 гг. на месторождении было пробурено 48 скважин, изменилось представление о геологическом строении, в связи с чем в 1989 г. были вновь подсчитаны запасы нефти и утверждены ГКЗ (протокол № 10774 от 22.12.89): геологические - 10770 тыс.т, извлекаемые - 5323 тыс.т, при коэффициенте нефтеизвлечения 0,487. Изменились подсчетные параметры: средняя нефтефтенасыщенная толщина составила 61,2м, объем нефтенасыщенных пород 358661тыс.мі, коэффициент открытой пористости 0,107, коэффициент нефтенасыщенности 0,83.

По состоянию на 01.01.2001 г. накопленная добыча нефти превысила начальные извлекаемые запасы, добывные возможности залежи оказались выше. Поэтому в 2001г. произведен очередной пересчет запасов нефти и на баланс РГФ поставлены начальные извлекаемые запасы нефти в количестве 5709 тыс. Прирост запасов был получен за счет увеличения коэффициента открытости пор: если в предыдущем подсчете запасов он был равен 0.6, то в настоящем принят равным 0.65.

"Уточненная технологическая схема разработки Котовского месторождения" была составлена в 1989 г.

С целью повышения КИН проектом предусматривалась опытная закачка воды в скв. 19 в объеме 100-140тыс.мі в год., приемистость скважины - 140-200мі/сут.

По рекомендуемому варианту проектного документа планировалось бурение четырех вертикальных оценочных и двух наклонных оценочных скважин, расположенных в зонах, не охваченных дренированием. Бурение наклонных скважин предполагалось в районе скв. 67, 68 и 87.

Извлечение остаточной и неохваченной процессом вытеснения нефти рекомендовалось с применением современных методов увеличения нефтеизвлечения (МУН).

После составления проектного документа за период 1989-1996гг. на месторождении пробурены четыре проектные оценочные скважины (скв. 119, 124, 125 и 126), из которых в трех скважинах (скв. 119, 124 и 126) при опробовании получены промышленные притоки нефти, а в скв. 125 - приток пластовой воды. Первые три скважины введены в эксплуатацию в 1989-1990гг., скв. 125 - ликвидирована.

...