4.1 Текущее состояние разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения. Давыдовское месторождение нефти


Давыдовское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Давыдовское месторождение

Cтраница 1

Давыдовское месторождение расположено в Первомайском районе, в 100 км к югу от г. Бузулук. Промышленная нефтеносность связана с пластами Д - Ш ардатовского, Д-IV воробьевского и Д-V афонинского горизонтов.  [1]

Таким образом, для условий Давыдовского месторождения количество выпадающих в скважине солей составляет около 4 5 % от веса воды, или около 57 кг солей на каждый 1 м3 пластовой воды. Эти цифры достаточно хорошо согласуются со многими случаями образования в скважинах Речицкого, Осташковичского и других месторождений сплошных солевых пробок высотой в десятки или даже сотни метров.  [2]

Изопарафилов в изучаемой фракции нефтей Давыдовского месторождения содержится в среднем на 3 - 4 вес.  [3]

Данные табл. 3 показывают, что содержание серы в нефтях Давыдовского месторождения ( скв.  [4]

Так, по данным [28], из глубинных проб пластовых вод Давыдовского месторождения ( Белоруссия) при снижении давления от 25 - 30 МПа до атмосферного и температуры от 45 - 55 до 20 - 25 СС выпадает осадок солей ( в основном N301 и СаСЬ) в количестве 4 - 5 вес. При этом было обнаружено, что если процесс образования эмульсий вода в нефти начинается в условиях, предшествующих кристаллизации солей или в его начальный период ( например, на забое скважины), то выпадение солей из пластовой воды будет происходить не на стенках труб, а внутри отдельных мелких капель воды, размер которых в большинстве случаев измеряется микронами. При этом кристаллы солей, выпавшие в каплях воды, окажутся запакованными бронирующими оболочками природных стабилизаторов и будут вынесены водонефтяным потоком за пределы скважины.  [5]

Давыдовского месторождения были отобраны две пробы пластовой воды из семилукского горизонта глубинным пробоотборником в стволе скважины на глубинах 2000 и 2500 м каждая при давлениях 253 и 290 кгс / см2 и температурах 47 и 56 С соответственно.  [6]

Характерной особенностью белорусских нефтей является максимальное содержание углеводородов нормального строения в бензиновых фракциях, в то время как в дизельных и особенно в масляных фракциях их содержание значительно ниже. По количественному содержанию н-алканой нефти Давыдовского месторождения ( 9 - 15 вес %) близки к речицким нефтям ( 10 - 14 вес.  [7]

В изученных фракциях давыдовских и вишанских нефтей сероводород и свободная сера также не обнаружены. Давыдовского месторождения, Основная часть сернистых соединений в бензиновых и керосино-газойлевых фракциях исследуемых нефтей приходится на долю сульфидной и остаточной серы.  [8]

Новые нефтегазоносные районы выявлены в Европейской части СССР. Большое значение имеет открытие новой нефтегазоносной области в Белоруссии, где Ре-чицкое, Осташковичское, Тишковское, Давыдовское месторождения, связанные с палеозойскими отложениями, служат основанием для создания новой базы нефтедобывающей промышленности и дальнейшего наращивания запасов нефти.  [9]

Данные табл. 3 показывают, что содержание серы в нефтях Давыдовского месторождения ( скв. По фракционному составу обе нефти Давыдовского месторождения близки между собой.  [10]

Определенные закономерности наблюдаются и в распределении нафтеновых углеводородов. Однако содержание шестичленных нафтенов в исследуемых фракциях нефтей обоих месторождений примерно одинаковое, в то время как содержание пятичленных нафтенов во фракциях 125 - 150 С давыдовских нефтей заметно выше, чем в аналогичных фракциях вишанских нефтей ( 14 и 9 вес. В исследуемых фракциях давыдовских нефтей содержится больше ди - и триметилзамещенных нафтенов по сравнению с нефтями Вишанского месторождения. Например, содержание триметилциклогексанов во фракциях 125 - 150 С Давыдовского месторождения составляет примерно 50 вес. Вишанского месторождения их содержится не более 20 - 30 вес.  [11]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Геологическое строение Давыдовского месторождения

1. Геологическое строение Давыдовского месторождения .

1.1. Общие сведения о месторождении.

Давыдовское месторождение расположено в Светлогорском районе Гомельской области республики Беларусь.

Ближайшими к территории месторождения промышленными центрами являются         г.   Светлогорск, Мозырь, Речица и Гомель. В этих городах имеются железнодорожные станции, а также речные порты. Ближайшие шоссейные дороги : Гомель - Калинковичи, Гомель - Светлогорск - Минск,     Речица - Хойники.

В орографическом отношении территория представляет собой слаборас- члененную и заселенную плоскую низменность с хорошо развитой гидросетью. Непосредственно по площади месторождения протекает река Ипа.

Абсолютные отметки рельефа находятся в пределах от +120 - +150  м.

Климат района умеренно-континентальный , влажный. Среднегодовая температура воздуха +6С - +7 С. Лето теплое, зима мягкая с небольшим количеством снега. Среднегодовое количество осадков составляет 550-600  мм.

Промышленность развита в ближайших городах , находятся различные пред-приятия легкой, пищевой, машиностроительной, металлообрабатывающей, химической и нефтедобывающей промышленности.

Сбор и транспортировка нефти осуществляется по герметизированной системе через узел подготовки нефти со сдачей ее управлению нефтепровода «Дружба».

Попутный газ утилизируется ( 97 % )на Белорусском ГПЗ.

Из полезных ископаемых местного значения имеются строительные пески , глины , торф.

Ближайшие нефтяные месторождения : Сосновское, Мармовичское.

Давыдовская структура выявлена в 1965 г.

Первый промышленный приток был получен в скв.1 в 1967 г. из лебедянских отложений .

С 1970 г. по 1975 г. месторождение находилось в пробной экспуатации.

Первый подсчет запасов нефти произведен в 1973 г. трестом «Белнефтеразведка».

Запасы месторождения утверждены ГКЗ СССР (протокол №6994 от

28.09.1973 г.) в количестве : балансовые - 12442 у.е. и извлекаемые 5301 у.е. по категории С1.

В 1974 г. Гомельским отделом «УкрГИПРОНИИнефть» составлена

технологическая схема разработки Давыдовского месторождения на основе запасов нефти и газа , утвержденных ГКЗ СССР.         

В 1975 г. месторождение введено в промышленную разработку .

В 1978 г. была составлена «Уточненная технологическая схема разработки», где были учтены результаты работы скважин за прошедший период .

В 1984 г. был произведен пересчет запасов нефти и газа Давыдовского месторождения.

В результате выполненного пересчета по состоянию на 01.04.1984 года извлекаемые запасы составили :

лебедянская залежь С1 - 1443 у.е.;

елецко - задонская залежь B - 2612 у.е.;

воронежская залежь B - 386 у.е.;

семилукская залежь B - 572 у.е..

В 1994 г. произведен повторный пересчет запасов нефти и газа Давыдовского месторождения отделом нефтепромысловой геофизики и подсчета запасов

БелНИПИнефть и начальные извлекаемые запасы составили :

лебедянская залежь (боричевские слои ) С1 - 146 у.е.;

елецко - задонская залежь B - 2303 у.е.;

воронежская залежь B - 207 у.е.;

семилукская залежь B - 253 у.е..

1.2. Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения.

В геологическом строении Давыдовского месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя , палеозоя , мезозоя  и кайнозоя. Относитель-но региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяются ряд толщин : подсолевая терригенная, подсолевая карбонатная ; нижняя соленосная;

межсолевая; верхние соленосные - галитовая и глинисто-галитовая ; надсолевая.

Породы кристаллического фундамента (AR + PRI) непосредственно в границах

Давыдовского месторождения не вскрыты . На примыкающих структурах - Вишанской, Мармовичской, Западно-Тишковской - породы данной эратемы вскрыты множеством скважин ; представлены гранитно-гнейсами серыми , крупнокристаллическими, трещиноватыми, крепкими.

Подсолевая терригенная толща сложена отложениями верхнего протерозоя, среднего девона и ланского горизонта верхнего отдела девонской системы палеозойской эратемы (PR2 , Д12 vtb+pr , Д12 nr , Д22 st , Д13 ln ).

Залегают отложения с угловым и стратиграфическим несогласием непосредст-венно  на поверхности кристаллического фундамента . Литологически толща представлена переслаивающимися песчаниками кварцевыми , алевролитом , мергелем, доломитом, аргиллитом и глинами.

Вскрытая толщина подсолевых терригенных отложений - 1,5 - 337,5 м.

Подсолевая карбонатная толща (Д13sr , Д13sm , Д13rch , Д13vr , Д13ev) , к которой на Давыдовской площади приурочены промышленные скопления нефти , сложена отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и евла-новского (кустовницкие слои) горизонтов. Нефтенасыщенными являются породы семилукского и воронежского горизонтов.

Отложения саргаевского горизонта (Д13sr) представлены переслаивающимися ангидритом, глинами и доломитом. Основная часть горизонта сложена доломи-тами темно-серыми до черных , тонко-мелкозернистыми, массивными.

Толщина изменяется от 40,3 м до 45,0 м.

Породы семилукского горизонта (Д13sm) представлены в основном доломитами темно-серыми , плотными, крепкими, кавернозными. Каверны иногда заполнены окисленной нефтью или выполнены кристаллами белого ангидрита , солью. В подошвенной и кровельной части горизонта наблюдаются тонкие прослои ( от долей мм до 0,5см ) черных глин. Слоистость волнистая , косая. Присутствуют многочисленные признаки нефти - капли, примазки, сильный нефтяной запах на сколе.

vunivere.ru

Изучение на примере Ново-Давыдовского месторождения геологическое строение Припятского прогиба

 Введение

Ново–Давыдовское месторождение открыто в 1994 году в результате бурения поисково-разведочной скважины 107.

В административном отношении Ново-Давыдовское нефтяное месторождение расположено в Светлогорском районе Гомельской области Республики Беларусь.

Наиболее крупными населенными пунктами, расположенными вблизи месторождения, являются города Светлогорск,  Мозырь, Речица.

В географическом отношении территория представляет собой заболоченную, лесную низменность. Ближайшими реками являются приток Березины – река Сведь, и приток Днепра - река Ипа.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура января -6,2 0С, июля +18,7 0С. Среднегодовое количество осадков 650-710 мм. Летом преобладают северо-западные, зимой юго-западные и южные ветра.

В экономическом отношении район, в основном, сельскохозяйственный. Основные отрасли- земледелие и животноводство. Промышленность развита в ближайших городах, где имеются предприятия пищевой, деревообрабатывающей, строительной, химической и нефтедобывающей промышленности.

Ближайшими транспортными магистралями являются шоссейная дорога  Речица – Светлогорск – Бобруйск и железнодорожная Мозырь – Светлогорск – Жлобин.

Сбор и транспорт нефти производится по герметизированной системе через установку подготовки нефти в г.Речице, где доводится до товарной кондиции  и сдается в нефтепровод «Дружба». Попутный газ через газопровод Виша – Осташковичи поступает на Белорусский ГПЗ в г.Речице.

Нефтегазоносность месторождения выявлена  в межсолевых отложениях елецкого-задонского и в подсолевых отложениях воронежского горизонтов.

На Ново-Давыдовском месторождении промышленно-нефтеносными являются карбонатные коллектора елецко-задонского горизонта.

В 1995 году елецко-задонсская залежь Ново-Давыдовского месторождения введена в пробную эксплуатацию объединением «Белгеология». В 2000 году Ново-Давыдовское месторождение передано на баланс РУП «Производственное объединение «Белоруснефть».

В 2001 году запасы нефти Ново-Давыдовского месторождения были подсчитаны ПО «Белгеология» и утверждены РКЗ (протокол №38 (1842) от 13 декабря 2001 года) по категории С1 и С2 в количестве:

категория С1:  геологические – 6140 тыс.т, извлекаемые – 2172 тыс.т;

категория С2:  геологические –   675 тыс.т, извлекаемые –   135 тыс.т;

в том числе по елецко-задонскому горизонту:

категория С1:  геологические – 5898 тыс.т, извлекаемые – 2123 тыс.т;

по задонскому горизонту:

категория С1:  геологические – 213 тыс.т, извлекаемые – 43 тыс.т;

категория С2:  геологические –   675 тыс.т, извлекаемые –   135 тыс.т;

по воронежскому горизонту:

категория С1:  геологические – 29 тыс.т, извлекаемые – 6 тыс.т.

Пробная эксплуатация елецко-задонской залежи начата ПО «Белгеология» в 1995 году. В декабре 2001 года месторождение было передано на баланс РУП «ПО «Белоруснефть» (акт приема-передачи Ново-Давыдовского месторождения нефти (залежи I, II блоков) для промышленного освоения от 28 декабря 2001 г.).

 В настоящее время месторождение разрабатывается согласно «Проекту пробной эксплуатации», составленному институтом «БелНИПИнефть» и утвержденному в 2002 году. Пробная эксплуатация проводится с целью подготовки исходных данных для дальнейшего проектирования разработки месторождения. К 2005 г. действующий проект пробной эксплуатации был практически реализован.

2   Стратиграфическая и литологическая характеристика                    Ново-Давыдовского месторождения

В геологическом строении Ново-Давыдовского месторождения принимают участие архейско-нижнепротерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя .

Архейско-нижнепротерозойская эратема (AR-PR1).

Породы архейско-нижнепротерозойской эратемы, слагающие кристаллический фундамент вскрыты скважинами №2 и №3 Мармовичскими, №22 Давыдовской и №113 Горкинской, их толщины равны соответственно 17 м, 36 м, 28 м и 37 м. Представлены гнейсами темно-серыми до черных, биотитовыми, трещиноватыми с редкими включениями интрузивных пород; гранитами темно-серыми, буровато-зелеными, кварцитовидными и гранито-гнейсами серыми, темно серыми. Глубина залегания кристаллического фундамента изменяется от 3553 м (скв.№ 2М) до 3744 м (скв.№ 3М).

Повсеместно архейско-протерозойские образования перекрыты разновозрастной толщей осадочных пород.

Осадочный чехол относительно соленосных отложений подразделяется на ряд толщ: подсолевую терригенную, подсолевую карбонатную, нижнесоленосную, межсолевую, верхнесоленосную (галитовая и глинисто-галитовая) и надсолевую.

Подсолевая терригенная толща включает отложения верхнепротерозойской группы и девонской системы палеозойской группы в составе витебско-пярнуского, наровского, старооскольского и ланского горизонтов.

Верхнепротерозойская эратема (PR2).

vunivere.ru

Геологическое строение Давыдовского месторождения, страница 3

Толщина отложений колеблется от 719,5 м до 1982,6 м.

Надсолевая толща состоит из отложений девонской ( полесский горизонт Д23pl2)

и каменноугольной систем палеозойской эратемы ; триасовой , юрской и меловой систем мезозойской эратемы  ; палеогеновой , неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской эратемы . Сложены теригенными и карбонатными породами : глинами , мергелями, песчаниками, алевролитами, реже известняками, доломитами и гипсом ; писчим мелом с обуглившимися растительными остатками и обломками кремня , гравийных зерен кварца ; ледниковыми и водноледниковыми образованиями : песками , песчано-гравийными отложениями , супесями , суглинками , торфом , песчаниками , кварцевыми и глауконитово-кварцевыми.

Общая толщина надсолевых отложений изменяется от 583,0 м до 1180,0 м.

1.3. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.

Давыдовское нефтяное месторождение нефти приурочено к одноименной структуре Речицко-Вишанской зоны поднятий Северной структурно-тектони-ческой зоны Припятского прогиба и расположено на северном - лежачем крыле Речицкого структурообразующего сброса .

Поверхность подсолевых отложений представляет собой моноклиналь , наклоненную на северо-восток ( угол   70  ). Весь комплекс осадочных пород ограничен с юго-запада и юго-востока нарушениями сбросового типа . Углы падения сбросов в зоне Речицкого разлома изменяются от 470  до 610  .

Поверхность межсолевых отложений Давыдовского месторождения представ-ляет собой пологую брахиантиклинальную складку , вытянутую параллельно

Речицкому разлому , ограниченную с юга границей зоны отсутствия межсоле-вых отложений . Свод складки расположен в районе скв. 61, 62, 63 и оконтурен изогипсой - 2375 м . Угол падения пород 20 - 50. Размеры структуры в пределах изолинии - 2500 м 4,8 км * 2,2 км. Высота поднятия около 130 м . Поверхность боричевских отложений в структурном плане практически повторяет поверх-ность межсолевых отложений . Свод вскрыт скв. 62 на абс. отм. - 2274 м. Размеры структуры в пределах изогипсы - 2400 м 4,3 км * 2,4 км , высота порядка 120 м .

1.4. Нефтегазоносность.

Промышленная нефтеносность Давыдовского месторождения связана с карбонатными коллекторами лебедянского ( боричевские слои ) , елецко-задонского, воронежского и семилукского горизонтов . Они являются объектами пересчета запасов нефти Давыдовского месторождения .

Коллекторами нефти лебедянской ( боричевские слои ) залежи являются в ос-новном известняки , в меньшей степени доломиты ; породы пористые , встречаются трещины , каверны . Тип коллектора - порово-каверново-трещинный .

Фонтанный приток нефти получен при опробовании в эксплуатационной колон-не скв. 54 интервала 2645 - 2755 м ( - 2371 - - 2474 м ) .

Скважина 43 - законтурная. Из боричевских отложений при испытании в колон-не интервала 2620 - 2655 м ( - 2452 - - 2487 м ) получен приток пластовой воды дебитом 142,8 м3/сут. Приемистость этого интервала составила 576 м3/сут. Результаты данного испытания использованы для обоснования ВНК лебедянской залежи .

Скважина 105 дала приток нефти дебитом 621,6 м3/сут из интервала 2620 - 2649

м ( - 2431 - - 2460 м ) .

Скважина 86 из интервала 2676 - 2729 м ( -2327 - -2380 м ) и скважина 91 из ин-тервала 2540 - 2587 м ( -2337 - -2383 м ) дали притоки бурового раствора с нефтью дебитами 63,6 м3/сут и 38,4 м3/сут соответственно .

В скважине 85 из интервала 2484 - 2526 м ( -2334 - -2376 м ) зафиксирован при-ток технической воды дебитом 21,8 м3/сут.  

Залежь нефти пластовая , литологически ограниченная .

vunivere.ru

4.1 Текущее состояние разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения. Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

Похожие главы из других работ:

Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

1.1 История разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения

В административном отношении Давыдовское и Южно-Сосновское нефтяные месторождения расположены в Светлогорском районе Гомельской области республики Беларусь...

Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

1.2 История разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

Промышленный приток нефти на Южно-Сосновском месторождении получен из межсолевых отложений в октябре 1976 года в результате бурения поисково-разведочной скважины №38. Пробная эксплуатация начата в феврале 1977 года...

Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

3.1 Анализ системы поддержания пластового давления и ее эффективность на межсолевой залежи Давыдовского месторождения

В январе 1971 года скважина №2 введена в эксплуатацию фонтанным способом. Начальное пластовое давление, замеренное в скважине в процессе освоения и приведённое к отметке ВНК (-2511 м), составило 31,7 МПа...

Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

4. Текущее состояние разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

...

Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

4.2 Текущее состояние разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

По состоянию на 1 января 2011 года Южно-Сосновское месторождение вступило в четвертую стадию разработки, характеризующуюся постепенным снижением добычи нефти при продолжающемся увеличении обводненности продукции...

Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

5.1 Эффективность реализуемой системы разработки межсолевой залежи Давыдовского месторождения

В настоящее время на межсолевой залежи реализуется система разработки залежи с поддержанием пластового давления. Система заводнения - внутриконтурная очаговая...

Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

5.2 Эффективность реализуемой системы разработки межсолевой залежи Южно-Сосновского месторождения

В настоящее время месторождение находится на четвертой стадии разработки, характеризующейся постепенным снижением добычи нефти при продолжающемся увеличении обводненности продукции...

Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении

2.1. Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения

Ельниковское месторождение введено в разработку в 1977 году в соответ-ствии с «Проектом опытно-промышленной эксплуатации Ельниковского ме-сторождения. С 1991 года разработка ведется на основании технологической схемы...

Гидравлический разрыв пласта на Когалымском месторождении ЗАО "ЛУКОЙЛ АИК"

3.2 Текущее состояние разработки

...

Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

2.1. Текущее состояние разработки месторождения

На Мишкинском месторождении, согласно технологической схемы /2/, выделено 4 объекта разработки: верейский (I), башкирский (II), яснополянский (III) и турнейский (IV). В разработке находится два поднятия -- Воткинское и Черепановское...

Оптимизация режима заводнения залежей на месторождении Алибекмола

2.1 Текущее состояние разработки

На дату составления настоящей работы на государственном балансе по месторождению Алибекмола числятся запасы, утвержденные в ГКЗ РК от 01.08.1994 г. Подсчет запасов проводился по эксплуатационным объектам КТ-I, КТ-II-1 и КТ-II-2...

Оценка влияния разработки месторождения на уровень проседания

2.3 Текущее состояние разработки месторождения

С 2004 г. старооскольской залежь разрабатывается в соответствии с «Дополнением к проекту доразработки» (протокол №36-р/2004 г. от 24.06.2004 г.). Разрабатываемая залежь по типу классифицируется как пластовая сводовая...

Разработка Арланского месторождения

2.1 Текущее состояние разработки и динамика основных технологических показателей месторождения

Арланская площадь введена в разработку в 1958 г. С 1959-го объемы эксплуатационного бурения постепенно наращивались. В 1964 г. число скважин, выходящих из бурения, достигло 157. До 1965 г...

Разработка нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнений

2.1 Текущее состояние разработки и динамика основных технологических показателей месторождения

Проведем анализ технико-экономических показателей Арланского УДНГ, представленных в таблице 1. Таблица 1 - Основные технико-экономические показатели Арланского УДНГ за 2006-2008 гг. Показатели 2006 2007 2008 Добыча нефти тыс.руб 2168...

Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти на примере Приобского месторождения

3.1 Текущее состояние разработки объекта АС10 южной части Приобского месторождения по состоянию на 01.07.2005 года

Объект АС10 находится в начальной стадии разработки и интенсивно разрабатывается: происходит нарастание добычи нефти, этот показатель достиг 120,8 тыс. т/ месяц; низкая обводненность продукции (28,7 % на 01.03.05 г., 19,4 % на 01.07.05 г.). По состоянию на 01.07.05 г...

geol.bobrodobro.ru

Сведения о разработке Давыдовского месторождения

                  Сведения о разработке месторождения

Добыча нефти на Давыдовском месторождении начата в апреле 1970 г. и с 1975 г. оно находится в промышленной разработке согласно “Технологической схеме…” от 1974 г. / 16 /  и последующих уточняющих ее документов / 8 , 17 /. На месторождении разрабатывается четыре залежи-лебедянская (боричевские слои) , елецко-задонская, воронежская и семилукская.

                                 Лебедянская залежь ( боричевские слои )

          Опытная эксплуатация Елецкой залежи Давыдовского месторождения осуществлялась скв. 1 Даввыдовской и продолжалась с апреля 1970 г.  до 1975 г.

          Скважина введена в работу фонтанным способом с дебитом 76 т/сут на 5мм штуцере при начальном пластовом давлении 30,5 МПа (-2420 м). Через 6 месяцев работы дебит нефти снизился до 16,7 т/сут и в течении дальнейшей эксплуатации ( до 1975 г. ) скважина продолжала работать на естественном режиме фонтанным способом со среднесуточным дебитом 14-31 т безводной нефти.

          С начала разработки давление в залежи быстро снижалось и к концу  периода опытной эксплуатации равнялось 21,6 МПа. Пластовое давление падало со скоростью 1,88 МПа в год. Отбор на 1 МПа снижения давления составил 4,69 у.е. нефти.

          В этот же период была закончена бурением и испытанием поисковая скв. 9 Давыдовская, давшая из боричевских слоев приток нефти в колоне дебитом

1,5-2 м3 на 2 мм штуцере ( 04.71 г.) при Рпл=28,9 МПа. В связи с отсутствием нефтесборных коммуникаций скважина была законсервирована и  введена в эксплуатацию 03.1976 г. начальным дебитом 0,16 т/сут. В последующем скважина работала с дебитом от 0,06 до 0,2 т/сут, пребывала в эксплуатации по 08.1979 г. и добыла 123 т нефти. Позже ликвидирована по техническим причинам (прихват колонны). При подсчете запасов по состоянию на 01.04.1973 предполагалось, что скв. 9 вскрыла ту же залежь, что и скв. 1. Однако, анализ изменения пластового давления в этих скважинах показывает, что ими вскрыты две различные залежи, приуроченные к боричевским слоям. Залежь, вскрытая скв. 9. приурочена к участку переклинали Полесского ангидритового вала, отделенному от него тектоническим нарушением. Поскольку нефть из этой залежи добивалась лишь скв. 9 и в незначительном количестве, то в дальнейшем настоящая глава будет посвящена только лебедянской залежи собственно Давыдовского месторождения.

          Как отмечалось выше, период пробной эксплуатации Давыдовского место- рождения продолжался с 1970 по 1974год. К началу промышленной разработки (01.01.1975 г.) из лебедянской залежи отобрано 41,937 у.е. нефти или 2,9 % от на-чальных извлекаемых запасов, утвержденных на 01.01.1973 г. Годовой темп отбо-ра составил 0,5-0,7 %. Залежь эксплуатировалась при перепаде между пластовым и забойным давлением 0,52-0,35 МПа. Газовый фактор сохранялся постоянным и равным 50 м3 /т.

          В 1974 году Гомельским УкрГИПРОНИИнефть составлена комплексная технологическая схема разработки Давыдовского месторождения и последнее в 1975 году введено в промышленную разработку.

          В соответствии с “Комплексной технологическй схемой…” / 16 / залежь планировалась разрабатывать сеткой эксплуатационных скважин 600х600 с осе-вым заводнением.

          Предполагалось пробурить 12 эксплуатационных и 5 нагнетательных сква-жин. Также предусматривалось в последующем перевести под нагнетание скв. 1 и бурение 6 резервных скважин.

          Завершить реализацию технологической схемы планировалось в 1974 году. За это время предполагалось добыть 644 тыс. т нефти при темпах отбора от 1,5% до 5,4 % (1974 г.) и 3,2 % в 1074 году.

          Фактически с первого года реализации технологической схемы (1975 год) ее показатели оказались невыполненными. Не выполнялся план по вводу новых до-бывающих скважин, а, соответственно, и добычи нефти (текст. прилож. 16).

          При плане добычи нефти 50 у.е. на 1975 год, фактически было добыто 2,587 у.е.

          В действующем фонде планировалось иметь 9 добывающих и 2 нагнета- тельных скважины, фактически было только 2 добывающих.

          Подобная ситуация сложилась в связи с тем, что фильтрационные характе-ристики пласта, добывные возможности скважин и модель строения залежи не подтвердились. Поэтому  в 1978 году Гомельским отделом УкрГИПРОНИИнефть составлена “Уточненная технологическая схема …” / 17 / с измененными показа-телями.

          Согласно данному варианту технологической схемы / 17 / для уточнения границ и параметров лебедянской залежи предусматривалось бурение двух эксплуатационных скважин в 1982 году. Поддержание пластового давления посредством нагнетания воды в залежь не планировалось. Показатели рассчиты-вались до 1990 году. Максимальное количество добывающих скважин – 4, годо-вая добыча – от 2 до 4 у.е., среднесуточный дебит по нефти на 1 скважину – от 2,3 т до 5 т. Накопленная добыча нефти на 01.01.1991 году – 94,6 у.е.

vunivere.ru

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. Краткое сожержание материала:

Размещено на

60

Содержание

  • Введение
  • Глава 1. Геологическое строение давыдовского нефтяного месторождения
  • 1.1 Общие сведения
  • 1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения
  • 1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов
  • 1.4 Нефтегазоносность
  • 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
  • 2.1.1 Залежь нефти саргаевского горизонта
  • 2.1.2 Залежь нефти семилукского горизонта
  • 2.1.3 Залежь нефти воронежского горизонта
  • 2.1.4 Залежь нефти елецко-задонского горизонта (южное крыло, скв.13)
  • 2.1.5 Залежь нефти петриковско-задонского горизонта
  • 2.1.6 Залежь нефти лебедянского горизонта
  • 2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов
  • 2.2.1 Залежь нефти саргаевского горизонта
  • 2.2.2 Залежь нефти семилукского горизонта
  • 2.2.3 Залежь нефти воронежского горизонта
  • 2.2.4 Залежь нефти петриковско-задонского горизонта
  • 2.2.5 Залежь нефти лебедянского горизонта
  • 2.3 Анализ эффективности реализуемой системы разработки
  • 2.4 Мероприятия по улучшению состояния разработки
  • Залежь нефти семилукского горизонта
  • Глава 3. Эффектикность разработки петриковско-задонского горизонта давыдовского месторождения
  • Заключение
  • Список использованных источников

месторождение нефть пласт выработка

www.tnu.in.ua