Построение профилей Задонского горизонта Речицкого месторождения

Старооскольский и ланский горизонты: вскрыты 14 скважинами, опробованы в 20 скважинах, из которых 7 дали пром. приток от 0.1 т/сут до 140т/сут.

Тип коллектора: порово-трещинный.

Залежь пластовая, ограниченная с  юга региональным тектоническим  разломом, с востока и севера –  контуром нефтеносности, с запада –  зоной отсутствия колектора.

Размеры залежи: длина – 6.0 км, ширина – 1.2 км, высота – 158 м.

Саргаевский горизонт: вскрыт 78 скважинами, опробован совместно с семилукским или ланским горизонтами., нефтеносыщенные коллекторы выделены в 68 скважинах, в 2 получены промышленные притоки нефти.

Коллекторами нефти являются трещиноватые, кавернозные известняки и доломиты.

Тип коллектора: порово-каверново-трещинный.

Залежь преставлена тремя полями, тектонически ограниченными с юга и литологически (зона отсутствия коллектора) с востока, запада и севера.

Залежь пластовая, литологически и тектонически ограниченная.

Размеры залежи: длина – 7.9 км, ширина – 1.7 км, высота – 216 м.

Семилукский горизонт: вскрыт 82 скважинами, опробован в 70 скважинах.

Нефтеносность семилукской залежиустановлена скв. 6, явившейся её первооткрывательницей, где в 1964 г. пластоиспытателем получен промышленный приток нефти 250 м³/сут.

Геофизическими иссоедованиями в скважине установлен ВНК на глубине 2935.4 м.

Коллекторами являются известняки и доломиты пористые, кавернозные, трещиноватые.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.2 м. до 24 м. Тип коллектора: кавернозно-порово-трещинный. Залежь пластовая, тектонически экранированная с юга, запада и востока. Северной границей служит контур нефтеносности.

Размеры залежи: длина-16.2 км, ширина-28 км, высота-409 м.

Воронежский горизонт: вскрыт 82 скважинами, опробован в 49 скважинах.

Промышленная нефтегазоносность воронежских отложений связана со стреличевскими слоями.

Коллекторами нефти являются преимущественно  известняки химогенные, кавернозные, трещиноватые, органогенные, иногда с примесью глинистого вещества.

Тип коллектора-порово-кавернозно-трещинный. Залежь характеризуется высокой  степенью неоднородности коллекторских свойств по толщине и площади.

Размеры залежи: длина – 13.6 км, ширина – 3.0 км, высота-491 м.

Остановимся более подробно на Межсолевых отложениях, а конкретнее на четвёртой и восьмой пачках задонского горизонта. Но сначала рассмотрим историю разработки Речицкого месторождения.

Речицкое месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1965 г. году. С 1967 года ведётся промышленная разработка.

В разработке находятся пять залежей; залежи четвёртой, восьмой и девятой  пачек межсолевых отложений и семилукского горизонта являются основными объектами разработки; залежь воронежского горизонта разрабатывается возвратным фондом скважин с семилукского горизонта; на залежи ланского горизонта в эксплуатации находится одна скважина.

Всего с начала разработки на дату подсчёта запасов из залежей Речицкого месторождения отобрано 21655.605 у. е. нефти или 69.1% от начальных извлекаемых запасов.

Рассмотрим подробнее залежь четвертой пачки задонского горизонта: она эксплуатируется с 1965 года, разрабатывается с заводнением через систему приконтурных нагнетательных скважин. Разбуривание залежи закончено в 1975 году. Всего пробурено 20 добывающих и 6 нагнетательных скважин. По состоянию на 01.07.87 фонд добывающих скважин составил 17, из них фонтанных-6, ЭЦН-4, ШГН-7. С водой работают 11 скважин.

В настоящее время залежь находится  на четвёртой стадии разработки, характеризующейся  низкими годовыми темпами отбора нефти, которые в настоящее время  составляют менее 2% от начальных извлекаемых  запасов.

По состоянию на 01.07.87 из залежи отобрано 3470.039 у. е. нефти, в том числе 491.446 у. е. по скважине 41. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0.378 при конечном коэффициенте 0.40.

Характер обводнения скважин четвёртой  пачки, продвижение ВНК и их продуктивности позволяет выделить на залежи три  самостоятельных участка разработки. Основной участок, который обеспечивает добычу залежи-это центральный. Продуктивные и фильтрационные характеристики западного и восточного участков значительно хуже. Поэтому выработка этих запасов отстаёт от выработки центрального участка. Следует отметить, что для выработки западного участка необходимо не только бурение дополнительных скважин, но и реорганизация системы заводнения.

Анализируя разработку залежи четвёртой  пачки в целом и её центральной  части, как лучшей по показателям  можно сделать вывод об особой сложности геологического строения, которая выражается в неравномерности  охвата залежи вытеснением как по площади, так и по толщине. В связи с чем более трети залежи не охвачено воздействием и разрабатывается на истощение.

Для достижения проектного коэффициента нефтеотдачи необходимо бурение добывающих и оценочных скважин в центральной части.

Рассмотрим более подробно залежь восьмой пачки задонского горизонта (совместно с девятой пачкой).

Она вскрыта 89 скважинами, опробована 58 скважинами, из которых только 9 вскрыли  законтурную область залежи. За период после 1969 года на площади пробурено 29 эксплуатационных скважин и одна нагнетательная. При испытании в  колонне в 25 из них получены притоки  безводной нефти, дебитами от 0.3 т/сут о 40 т/сут; в трёх скважинах – нефть с водой.

Залежь разрабатывается  с 1967 года. Разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления путём закачки воды в 4 очаговые скважины, расположенные на различных участках (закачено на 01.07.87 г. 2 млн. м3 воды).

Разбуривание залежи основным фондом скважин закончено. Плотность расположения скважин в пределах внешнего контура нефтеносности (с учётом нагнетательных скважин) составляет 55 га/скв.

Согласно проекта разработки в эксплуатации пребывала 31 скважина, из которых на 01.07.87 г. 21 скважина в действующем добывающем фонде. Из них 19 скважин работают ШГН, 2 скважины – ЭЦН. Наиболее низкие величины дебитов нефти (до 1т/сут) отмечаются по скважинам, расположенным в юго-западной и южной частях залежи.

По состоянию на 01.07.87 из залежи всего добыто 1975.8 у. е. нефти, или 36.3% от извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0.131 при конечном коэффициенте 0.36. Основная добыча нефти без учёта скв. 41 (70%) приходится на 4 скважины. Остаточные запасы составляют 1.5 у. е. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0.174, что на 0.186 ниже утверждённого (0.36). Для увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи потребуется бурение дополнительных добывающих скважин.

В целом по залежи полная компенсация  отбора жидкости закачкой воды достигнута была к концу 1979 года, а в конце 1980 г. закачка воды превышала отбор жидкости с начала разработки на 8%.В 1981–87 гг. объём закачиваемой воды в залежь резко сократился. Снижение закачки связано с уменьшением приёмистости нагнетательных скважин. Накопленная закачка волы в залежь по состоянию на 01.07.87 составит 1.75 у. е. м3.

Наиболее интенсивно разрабатывается  восточный участок залежи (очаг скважины 128).

Вода в продукции залежи появилась  в августе 1970 г. в скв. 44, затем периодически то исчезала, то опять появлялась, а с 1981 г. скв. 44 эксплуатируется без воды. Всего по состоянию на 01.07.87 с водой работает 10 скважин. Обводнённость скважин изменяется от 4% до 96%. Темп обводнения скважин небольшой и зависит от объёмов закачиваемой воды.

В целом по залежи характер распределения  пластового давления остаётся неизменным. Различные значения пластового давления и работа добывающих скважин указывает  на значительную неоднородность емкостных  и фильтрационных свойств пласта по площади и разрезу и плохую гидродинамическую связь различных частей залежи.

 

5.Построение геологических профилей

Для  построения профилей используется структурная карта  поверхности Задонского горизонта  Речицкого месторождения. Разбиваем структурную карту сеткой из серии профилей субперпендикулярно простиранию структуры на 6 частей. На каждом профиле отмечаем точки через 1см. Нумерация профилей с запада на восток. Нумерация точек снизу-вверх.

По отмеченным точкам методом интерполяции находим абсолютную отметку поверхности горизонта. Данные заносим в таблицу 1.1 и по ним строим профиля кровли задонского горизонта. Для правильного построения тектонических нарушений определяем дополнительные точки (сколько необходимо).

Таблица 1.1- Абсолютные отметки  горизонта для каждого профиля

	I-I	II-II	III-III	IV-IV	V-V	VI-VI
1	2020	1970	1930	1897	1874	1881
2	2000	1955	1910	1889	1878	1901
3	1990	1959	1925	1900	1909	1915
4	2010	1978	1955	1952	1959	1958
5	2050	2028	2010	2000	2010	2000
6	2098	2071	2070	2060	2068	2059
7	2140	2123	2115	2110	2120	2119
8	2188	2171	2160	2160	2175	2179
9	2230	2219	2208	2213	2215	2242

 

На профиля выносим ближайшие 2-3 скважины. По геологическому описанию достраиваем подошву профиля субпараллельно построенной кровле. Согласно геологическому описанию и тектонике месторождения схематично(пунктиром) достраиваем несколько выше- и нижележащих горизонтов с учетом их средней мощности. Согласно описанию литологии построенного горизонта и схематично нанесенными остальными горизонтами обозначаем литологию всех горизонтов соответствующими условными знаками. Подписываем горизонты согласно стратиграфии отложений. Наносим границы ВНК .