Давыдовского месторождения

СПБГУАП / Санкт-Петербург

часть петриковско-задонской залежи месторождения является недоразбуренной. Из-за малого количества скважин, вскрывших продуктивные отложения, до сих пор нет единого мнения о геологическом строении данного участка месторождения.

1.4 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Промышленная нефтеносность связана с карбонатными коллекторами саргаевского, семилукского, воронежского, петриковско-елецко-задонского и лебедянского (боричевские слои) горизонтов.

Саргаевская залежь нефти

Коллекторами нефти служат слабоглинистые доломиты с прослоями мергелей, глин, ангидритов. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.

Залежь нефти саргаевского горизонта представляет собой простирающуюся с северо-запада на юго-восток моноклиналь, ограниченную на западе и востоке локальными нарушениями, с юга - региональным разломом амплитудой около 1000 м, с севера - контуром подсчета запасов -

минус 2905 м. В восточной части залежи выделен приподнятый блок,

отделенный от остальной части залежи малоамплитудным поперечным нарушением, проведенным между скважинами 75 и 122. По результатам бурения скважины 76s2 вдоль южной границы горизонта выделяется малоамплитудное нарушение.

Размеры залежи: длина 5,6 км, ширина 0,4 км, высота около 45 м.

Залежь нефти саргаевского горизонта пластовая, сводовая, тектонически экранированная.

Максимальные нефтенасыщенные толщины находятся в районе скважины 122 (16,3 м), расположенной в юго-восточной части залежи. В

северо-западном направлении от скважины 122 наблюдается их плавное уменьшение до 2,7 м (скважина 77).

Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило

СПБГУАП / Санкт-Петербург

6,3 м, открытая пористость пород - 6% (3-11%), коэффициент нефтенасыщенности - 85% (76-92%).

Начальные геологические запасы нефти категории С1 - 113 у. е.,

начальные извлекаемые запасы нефти категории С1 - 22 у. е.

Семилукская залежь нефти

Коллекторами нефти служат доломиты кавернозные, порово-

трещинные. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.

Семилукская залежь в плане повторяет саргаевскую, только с севера залежь семилукского горизонта ограничена контуром подсчета запасов - 2909

м. Залежь нефти семилукского горизонта пластовая, сводовая, тектонически экранированная.

Размеры залежи: длина 6,4 км, ширина 0,62 км, высота около 70 м.

Максимальные нефтенасыщенные толщины наблюдаются в скважинах

76 (20,9 м) и 122 (25,1 м), уменьшаясь в периферийных частях месторождения (север, запад, восток).

Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило

14,5 м, открытая пористость пород - 8% (3-18%), коэффициент нефтенасыщенности - 87% (76-96%).

Начальные геологические запасы нефти категории В - 618 у. е.;

начальные извлекаемые запасы нефти категории В - 229 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,37.

Воронежская залежь нефти

Коллекторами нефти являются доломиты кавернозные, пористые. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.

Залежь нефти воронежского горизонта совпадает с поверхностью семилукского горизонта, но так как площадь нефтеносности воронежской залежи больше, чем семилукской, она захватывает малоамплитудное нарушение (15-20 м), проходящее вдоль залежи. Размеры залежи: длина 6,4

км, ширина 0,8 км, высота около 110 м. Залежь нефти воронежского горизонта пластовая, сводовая, тектонически экранированная.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило

9,2 м, открытая пористость пород - 7% (3-12%), коэффициент нефтенасыщенности - 87% (76-93%).

Начальные геологические запасы нефти категории В - 659 у. е.;

начальные извлекаемые запасы нефти категории В - 224 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,34.

Елецкая залежь южного крыла

Отложения вскрыты в пределах залежи скважинами 13, 13s2, 20, 21, 56

Западно-Славаньской и102 Южно-Давыдовской. Мощность нефтенасыщенной зоны изменяется в пределах 17,8-28,7 м.

Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило

23,3 м, открытая пористость пород - 8% (6-13%), коэффициент нефтенасыщенности - 89% (86-93%).

Начальные геологические запасы нефти категории С1 - 187 у. е.;

начальные извлекаемые запасы нефти категории С1 - 37 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,2.

Межсолевая залежь северного крыла

Коллекторами нефти петриковско-задонской залежи являются известняки и доломиты пористые, кавернозные, трещиноватые. Тип коллектора - порово-каверново-трещинный.

Залежь нефти массивная, сводовая.

Размеры залежи в пределах контура нефтеносности: длина 5,8 км;

ширина до 2,3 км; высота до 133 м.

Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило

26,7 м, открытая пористость пород - 8% (4-17%), коэффициент нефтенасыщенности - 80% (64-91%).

Начальные геологические запасы нефти категории В - у. е., начальные извлекаемые запасы нефти категории В - 3307 у. е.; начальные геологические запасы нефти категории C1 - 352 у. е.; начальные извлекаемые запасы нефти категории C1 - 134 у. е. Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,38.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Лебедянская залежь (боричевские слои)

Коллекторами нефти лебедянской (боричевские слои) залежи являются в основном ангидриты и доломиты с прослоями известняков. Породы светло-

серого, серого цвета, плотные, крепкие, скрытокристаллические, в разной степени трещиноватые. Тип коллектора - порово-каверново-трещинный.

Залежь нефти лебедянского горизонта повторяет в плане петриковско-

елецко-задонскую залежь и представляет собой серию брахиантиклинальных и куполовидных поднятий. На севере и северо-востоке залежь ограничена линией ВНК, на юге - юго-западе - зоной выклинивания коллектора.

Залежь нефти пластовая, литологически ограниченная.

Размеры залежи в пределах контура нефтеносности: длина 4,2 км,

ширина 2,5 км, высота 172 м.

Среднее значение нефтенасыщенной мощности по залежи составило

3,6 м, открытая пористость пород - 8% (5,2-15,6%), коэффициент нефтенасыщенности - 80% (58-93%).

Запасы составили: начальные геологические запасы нефти категории C1

- 897 у. е.; начальные извлекаемые запасы нефти категории C1 - 314 у. е.

Коэффициент нефтеизвлечения равен 0,35.

В целом по Давыдовскому месторождению начальные геологические запасы нефти по категориям В+С1 составили 11529 у. е., извлекаемые 4267 у.

е.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ДАВЫДОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ,

РАЗРАБОТКИ, ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В ЗОНАХ ОТБОРА И ЗАКАЧКИ

2.1.1ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ САРГАЕВСКОГО ГОРИЗОНТА

Впределах залежи нефти саргаевские отложения вскрыты скважинами

18, 36, 75, 76, 77,78 и 122.

Залежь была открыта скважиной 36. При испытании интервала 3200-

3210 в колонне в марте 1975 года был получен приток нефти дебитом 0,73 м3/сут.

В 2007 году нефтеносность саргаевских отложений была подтверждена по итогам испытания скважины 122 и ввода её в эксплуатацию. В скважинах

18, 75, 76,77 и 78 испытания саргаевского горизонта либо не проводились либо притоки нефти не были получены.

Разработка залежи нефти саргаевского горизонта начата в 2007 году путём ввода в эксплуатацию скважины 122.

Скважина 122 была заложена в юго-восточной (сводовой) части межсолевой структуры Давыдовского месторождения с целью изучения стратиграфии, литологии, коллекторских свойств пород, нефтегазоностности и тектонического строения, а также определения емкостных и фильтрационных свойств коллекторов межсолевой структуры.

Скважина начата бурением 18 августа 2006 года и закончена 12 января

2007 года.

По данным бурения разведочной скважины 122 Давыдовской площади получены следующие результаты:

1. Уточнено структурно-тектоническое строение юго-восточной

(сводовой) части межсолевой структуры Давыдовского нефтяного месторождения. Скважиной вскрыта граница межсолевого комплекса за

СПБГУАП / Санкт-Петербург

пределами контура подсчета запасов. Таким образом подтвердилось предположение о наличии межсолевых отложений к югу от основной межсолевой залежи Давыдовской площади.

2.В результате бурения установлено отсутствие в разрезе скважины петриковских, елецких и верхнезадонских отложений.

3.По результатам испытания подтверждена нефтенасыщенность задонских отложений.

4.При испытании саргаевских отложений получен приток нефти.

5.По результатам анализа круглосуточных геологических наблюдений, геофизического материала, детальной обработки ГИС, во вскрытом скважиной разрезе нефтенасыщенные пласты-коллекторы выделены в задонских, воронежских, семилукских и саргаевских отложениях.

6.Для освоения выделен интервал 3246 - 3261 м (саргаевские отложения).

Таким образом, в результате испытания саргаевских отложений

(испытания скважины проводились в колонне) в интервале 3246-3261 м

получен фонтанный приток нефти дебитом 40 м3/сут на 6 мм штуцере.

Пластовое давление, замеренное в ходе испытания, на глубине 3000 м,

составило 26,79 МПа. При пересчете на условную отметку ВНК (-2905 м)

пластовое давление составляет 27,99 МПа. Данная величина принята за начальное пластовое давление по залежи нефти саргаевского горизонта.

Скважина 122 введена в эксплуатацию в феврале 2007 года фонтанным способом. В первый месяц эксплуатации скважиной отработано 13,5 суток,

средний дебит нефти составил 15,4 т/сут, продукция скважины безводная.

Однако уже в следующем месяце дебит по скважине снизился до 3

т/сут. В конце марта произведен замер пластового давления. Давление в скважине в пересчете на условную отметку ВНК (-2905 м) составило 27,55

МПа. Таким образом, при отборе из скважины 301 т нефти, давление снизилось на 0,4 МПа.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

В конце апреля 2007 года скважину 122 переводят на механизированный способ эксплуатации (НВ-44). С переводом скважины на ШГН в продукции появляется вода 80 % плотностью 1,2 г/см3. В процессе дальнейшей эксплуатации скважины дебит по нефти снижается с 3,6 т/сут до

1,6 т/сут, обводнённость добываемой продукции увеличивается до 85 % (плотность воды 1,2 г/см3).

В июле 2007 года скважина 122 была остановлена для проведения ремонтных работ по переходу на семилукский горизонт. При проведении ремонтных работ в скважине 122 проводились работы по определению работающих интервалов. Исходя из результатов исследования, при эксплуатации саргаевского горизонта, рабочим являлся интервал 3246-3257,6

м. По данным термометрии отмечается поступление жидкости по заколонному пространству из вышележащих пластов (с глубины 3231 м).

Исходя из проведенных исследований, не исключено, что добываемая вода из саргаевского горизонта, могла по заколонному пространству поступать из вышележащих интервалов.

По состоянию на 01.01.2011 года залежь нефти саргаевского горизонта не разрабатывается из-за отсутствия добывающего фонда. Скважина 122

переведена на залежь нефти семилукского горизонта. Всего из залежи отобрано 529 т нефти и 758 т жидкости за период с февраля 2007 по июль

2007 года. Остаточные извлекаемые запасы составляют 21,471 тыс. т нефти.

Достигнут коэффициент нефтеизвлечения 0,005 при проектном 0, 194.

2.1.2 ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ СЕМИЛУКСКОГО ГОРИЗОНТА

Залежь нефти семилукского горизонта открыта в 1971 году.

Разработка залежи нефти семилукского горизонта начата в декабре

1971 года вводом в эксплуатацию добывающей скважины 18.

Скважина 18 вступила в эксплуатацию фонтанным спобом с начальным дебитом нефти 76 т/сут. Период фонтанной эксплуатации продолжался 15

месяцев и сопровождался резким падением объёмов добычи нефти, что

СПБГУАП / Санкт-Петербург

может свидетельствовать о недостаточной энергетике пластовой системы. В

феврале 1973 года скважина 18 была остановлена для проведения испытаний воронежского горизонта. При проведении испытательных работ произошел обрыв насосно-компрессорных труб, в результате чего семилукский горизонт был перекрыт. В сентябре 1973 года скважина 18 была переведена на залежь нефти воронежского горизонта.

Скважина 18 работала на воронежской залежи до 2007 года. По состоянию на 01.01.2011 года скважина 18 находится в действующем добывающем фонде на залежи нефти семилукского горизонта.

В декабре 1975 года введена в эксплуатацию на залежь нефти семилукского горизонта скважина 36. При испытании скважины пластовое давление, замеренное на глубине 3000 м и приведенное к отметке ВНК (-2909

м), составило 26,4 МПа, что ниже начального пластового давления по залежи на 8,7 МПа (рис.2.1.).

В апреле 1982 года на залежь нефти семилукского горизонта фонтанным способом с начальным дебитом 21 т/сут была введена скважина

75.

За весь период эксплуатации скважиной 75 залежи нефти семилукского горизонта было отобрано 22,6 тыс. т нефти и 109 т воды удельного веса 1,22-

1,24 г/см3.

Следующей скважиной введенной из бурения с целью эксплуатации залежи нефти семилукского горизонта стала скважина 74. Скважина бурилась в качестве нагнетательной, но попав в приконтурную зону, была введена в отработку в качестве добывающей, в феврале 1983 года. В апреле

1984 введена в эксплуатацию скважина 76, начальный дебит нефти составил

10,2 т/сут. Способ эксплуатации фонтанный. В марте 1985 года скважину 76

переводят в контрольный фонд, в котором скважина находилась до октября

1988 года. За это время давление в остановленной скважине 76

восстановилось с 20,3 МПа до 26-27 МПа. В октябре 1988 года скважину 76

вновь вводят в эксплуатацию. Дебит нефти при вводе составляет 2,4 т/сут

СПБГУАП / Санкт-Петербург

нефти.

В октябре 1984 в эксплуатацию на залежь нефти семилукского горизонта вводится добывающая скважина 77. При испытании в колонне на глубине 3000 м было замерено пластовое давление, которое в пересчете на отметку ВНК (-2909 м) составило 22,1 МПа и соответствовало текущему давлению по залежи (рис.2.1.). Скважина 77 была переведена в контрольный фонд (02.1985 г.) по причине резкого снижения пластового давления.

Пластовое давление на момент перевода скважины в контрольный фонд составляло 12,4 МПа.

За время нахождения скважины в контрольном фонде пластовое давление восстановилось практически до начального и составило 34,7 МПа.

В октябре 2009 года скважину 77 перевели на залежь нефти воронежского горизонта. Всего из залежи нефти семилукского горизонта скважиной 77

отобрано 7,8 тыс. т нефти.

В 2007 году в эксплуатацию на залежь нефти семилукского горизонта с залежи нефти саргаевского горизонта была введена добывающая скважина

122.

По состоянию на 01.01.2011 года скважина 122 находится в действующем добывающем фонде на залежи нефти семилукского горизонта.

Таким образом, с начала разработки в эксплуатации на залежи нефти семилукского горизонта находилось 8 скважин (18, 36, 74, 75, 76, 77, 78 и 122). График движения фонда скважин залежи нефти семилукского горизонта представлен на рис.2.2 а. Начальный период разработки залежи нефти семилукского горизонта характеризуется высокими отборами (рис.2.2

б). Динамика технологических показателей разработки залежи нефти семилукского горизонта сведена в таблицу 2.1 За период с декабря 1971 по февраль 1973 было отобрано 13,7 тыс. т нефти. В эксплуатации на залежи находилась единственная добывающая скважина 18. Разработка залежи велась на естественном режиме с падающей добычей.

Судить об энергетическом состоянии залежи не предоставляется

СПБГУАП / Санкт-Петербург

возможным, так как манометрические замеры пластового давления в это время не производились. Исходя из работы скважины можно предположить,

что давление в залежи снижалось и довольно резкими темпами (рис.2.1.).

Как видно из графика разработки залежи нефти семилукского горизонта, обводненность продукции в течение 2007-2010 годов то возрастает, то снижается резкими темпами. Снижение обводненности по скважине 122 привело и к снижению обводненности в целом по залежи нефти семилукского горизонта (рис.2.2 б). Отборы нефти из залежи стали больше и в среднем составляли 340 т в месяц.

С такими средними отборами по залежи и в настоящее время осуществляется разработка залежи нефти семилукского горизонта.

По состоянию на 01.01.2011 года залежь нефти семилукского горизонта эксплуатируется двумя добывающими скважинами 18 и 122 без поддержания пластового давления.

Скважина 18 работает с дебитом нефти 10,2 т/сут и обводненностью добываемой продукции 9 % (плотность воды 1,2 г/см3). Добыча нефти в месяц составляет 305 т. Дебит нефти по скважине 122 составляет 6,3 т/сут,

обводненность продукции - 34 % (плотность попутно добываемой воды - 1,2

г/см3). Добыча нефти в месяц составляет 176 т.

Таблица 2.1 - Динамика показателей разработки залежи нефти семилукского горизонта Давыдовского месторождения

	Добыча за год,		Темп	Дебит т/сут		Обводне	Накопленная		Вво	Действ. фонд		Закачка, тыс. м3		Ко
	тыс. т		отбо			нность,	добыча, тыс. т		д	скважин *
			ра от			%			доб
			НИЗ,						.
			%						скв
									.
	нефти	жидк		нефт	жидк		нефти	жидк.		добыв.	нагн.	годов.	накопл.	год
		.		и	.
	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
	0,02	0,02	0,01	5,0	5,0	0	0,02	0,02	1	1	0	-	-	-
	13,07	13,07	5,71	36,3	36,3	0	13,08	13,08	-	1	0	-	-	-
	0,58	0,58	0,25	12,6	12,6	0	13,66	13,66	-	1	0	-	-	-
	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
	0,02	0,02	0,01	0,8	0,8	0	13,68	13,68	-	1	0	-	-	-