Геолого-физическая характеристика пласта Б-2

    РЕФЕРАТ
    
    Пояснительная записка ВКР содержит ____стр., ____ рис., ____ табл., _____ использованных источников. Демонстрационной графики 7 листов.
    Ключевые слова: ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ, КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА, ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ, СКВАЖИНА, НАКОПЛЕННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ, ХАРАКТЕРИСТИКА ВЫТЕСНЕНИЯ, КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕОТДАЧИ,ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ, ГЛИНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА, ДЕБИТ НЕФТИ, ДЕБИТ ЖИДКОСТИ, ОБВОДНЕННОСТЬ.
    В геологической части ВКР рассмотрено геологическое строение месторождения, тектоника, нефтегазоносность, физико-химические свойства нефти, воды и газа, реологические свойства нефти, коллекторские свойства продуктивного пласта, произведен подсчет запасов нефти и газа.
    В технологической части описано: анализ истории и текущее состояние разработки пласта Б-2, прогноз показателей разработки и расчёт динамики добычи нефти, объёмы, периодичность и виды обработок призабойных зон скважин на объекте. Проведен анализ динамики коэффициентов продуктивности.
    В технической части рассмотрены: техника, технология и реагенты для воздействия на пласт в прискважинной зоне. Приведен расчет по дополнительной добычи нефти от ОПЗ, составу композиции для глинокислотной обработки,  подбору глубинно-насосного оборудования с оптимизацией режима работы скважины после ОПЗ.
    В экономической части представлен расчёт показателей эффективности обработок призабойных зон скважин на эксплуатационном объекте.
СОДЕРЖАНИЕ           

ВВЕДЕНИЕ	3
1.	ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	5
1.1	Геолого-физическая характеристика пласта Б-2	5
1.2	Литолого-петрофизическая характеристика и показатели неоднородности	5
1.3	Физико-химические свойства нефти, газа и воды.	7
1.4	Оценка реологических свойств нефти пласта Б-2.	9
1.5	Подсчёт запасов углеводородов объёмным методом.	10
Выводы	14
2.1	ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	16
2.1	Основные положения проектных документов	16
2.2	Анализ истории и текущее состояние разработки пласта Б-2	20
2.3	Прогноз показателей разработки и расчёт динамики добычи нефти	31
2.4	Объемы, периодичность и виды обработок призабойных зон скважин на объекте	37
2.5	Анализ динамики коэффициентов продуктивности	38
2.6	Расчёт дополнительной добычи нефти от обработок призабойных зон скважин	42
2.7	Расчёт состава композиции для глинокислотной обработки	47
2.8	Техника, технологии и реагенты для воздействия на пласт в прискважинной зоне	52
2.9	Подбор глубинно-насосного оборудования с оптимизацией режима работы скважины	62
3.1	Формирование себестоимости добычи нефти и газа по Серноводскому месторождению	68
3.2	Экономическая оценка снижения себестоимости продукции	68
3.2.1	Исходные данные для расчета	68
3.3	Определение экономического эффекта от использования новых технологий	70
3.4	Исходные данные для проведения экономической оценки оптимизации работы фонда скважин	71
3.5	Расчет дополнительного чистого притока денежных средств от операционной деятельности в результате реализации технического мероприятия	72
3.6	Организационно-экономические выводы	76

    
ВВЕДЕНИЕ

    Серноводское нефтяное месторождение в административном отношении находится в Сергиевском районе Самарской области, примерно в 120 км к северо-востоку от г. Самары. 
    Право на пользование недрами лицензионного участка, в пределах которого расположено месторождение, принадлежит ОАО «Самаранефтегаз»  в соответствии с лицензией СМР № 13070 НЭ от 30.03.2005 г. сроком до 07.04.2033 г.
    Ближайшие населенные пункты – п.г.т. Суходол, в котором находится ЦДНГ № 7, осуществляющее разработку месторождения; п. Серноводск в непосредственной близости от месторождения; районный центр с. Сергиевск, расположенный в 6 км к западу от месторождения.
    С областным центром г. Самарой с. Сергиевск связывает железнодорожная ветка от станции Кротовка железной дороги Москва – Самара – Челябинск.
    Связи Сергиевского района на Федеральном уровне обеспечивает автодорога Москва – Уфа, с городом Самарой – автодорога республиканского значения Самара – Уфа – Челябинск. 
    Ближайшие нефтяные месторождения, находящиеся в разработке – Обошинское, Якушкинское, Радаевское, Боровское.
    Серноводское месторождение расположено на водораздельной части р. Сок, Сургут, Шунгут. Колебание абсолютных отметок рельефа – от 55 до 195 м. Климат района умеренно континентальный. Температурные максимумы в летнее время могут достигать +400 С, зимой минус 480 С.
    Разрез осадочных пород на Серноводском месторождении представлен отложениями верхнего протерозоя, породами девонского, каменноугольного, пермского, неогенового возраста и четвертичными образованиями (смотреть приложение А, рисунок 1).
    Серноводское поднятие в региональном тектоническом плане по поверхности кристаллического фундамента расположено в пределах южного склона Южно-Татарского свода и по опорным горизонтам палеозоя тяготеет к Сокско-Шешминской структурной зоне. Соблюдается согласование структурных планов в направлении снизу вверх к дневной поверхности. По опорным горизонтам нижнего и среднего карбона Серноводское поднятие представляет собой пологую брахиантиклиналь восток-северо-восточного простирания.
    На Серноводском месторождении промышленные залежи нефти содержатся в продуктивных пластах А-4 башкирского яруса среднего карбона, Б-0 тульского горизонта и Б-2 бобриковского горизонта нижнего карбона.
    Целью анализа является оценка эффективности и обоснование целесообразности проведения обработок, стимулирующих добычу нефти и работу скважин, на основе изучения проектно-технологических документов, геолого-физических особенностей и опыта эксплуатации пласта Б-2 Серноводского месторождения.
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 Геолого-физическая характеристика пласта Б-2

    Продуктивный пласт Б-2 бобриковского горизонта представлен песчаниками, алевролитами и глинами с прослоями углистых сланцев. Алевролиты кварцевые, глинистые, светло-серые, серые. Песчаники кварцевые, светло-серые мелко- и среднезернистые, пористые, плохо отсортированные, слабоглинистые.
    По кровле проницаемой части пласта Б-2 поднятие имеет размеры 4,6х2,4км и амплитуду 33м, крылья складки почти симметричны. Сводовая часть осложнена двумя небольшими приподнятыми участками в районе скв.24, 39 и 21, 31.
    Сведения о геолого-физической характеристике продуктивного пласта Б-2 представлены в приложении А, таблица 1.
    
      Литолого-петрофизическая характеристика и показатели неоднородности

    Пласт Б-2 бобриковского горизонта  сложен светло-серыми кварцевыми песчаниками мелкозернистыми, полуокатанными, иногда слабосцементированными. Нефтенасыщенные песчаники приобретают темно-бурую и коричневую окраску. В разрезе пласта выделяются прослои кварцевого темно-серого алевролита глинистого, пиритизированного, глин темно-серых тонкослоистых и незначительные по толщине (до нескольких сантиметров) прослои каменного угля.
    У пласта Б-2 фильтрационно-емкостные свойства  обусловлены системой межзерновых пор, стенки которых гидрофильны, т.е. лучше смачиваются нефтью.
    Характеристика фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта Б-2.
    Пористость коллекторов пласта Б-2 бобриковского горизонта изучена по данным образцов керна из 5 скважин, изменяется в пределах от 0,117 до 0,267 д.ед. (32 определения), среднее – 0,198 д.ед. Проницаемость пород коллекторов изучена по 19 образцам керна, отобранным из четырех скважин, ее значения изменяются в пределах от 4,0х10-3 мкм2 до 4500,0х10-3 мкм2, в среднем составляя 1002х10-3 мкм2. Нефтенасыщенную часть характеризуют 22 определения по пористости и 10 определений проницаемости, со средними значениями – 18,2 % и 1154,7 мД, соответственно.
    По результатам интерпретации данных ГИС коэффициент пористости изменяется от 0,115 до 0,250 д.ед., в среднем составляет 0,198 д.ед.; проницаемость изменяется от 11,2 до 869,3х10-3 мкм2, среднее значение 314,1х10-3 мкм2. Коэффициент начальной нефтенасыщенности изменяется от 0,682 до 0,940 д.ед., среднее значение – 0,836 д.ед
    Характеристика коллекторских свойств, сведения об объемах их исследований приведены в приложении А, таблица 2.
    Пласт Б-2 приурочен к кровельной части бобриковского горизонта. Коллектор пласта Б-2 представлен мелкозернистами кварцевыми песчаниками, залегающими в виде прослоев, чередующихся с пропластками глинистых пород. Вследствие литологической изменчивости песчаных прослоев, их толщина непостоянна, а сами прослои иногда принимают линзовидную форму. Покрышкой для залежи служат глины, залегающие в кровле горизонта, которые в свою очередь перекрываются мощной пачкой тульских известняков. Подстилается залежь глинами, залегающими в подошвенной части бобриковского горизонта. Значения суммарной нефтенасыщенной толщины по скважинам изменяются от 2 до 11,8 м.
    Положение ВНК для залежи обосновано по данным ГИС и опробования. Наиболее низкое гипсометрическое положение подошвы нефтенасыщенного коллектора по данным ГИС отмечается в скважине 2 – -1188,3 м, в скважине 8 – -1186,9 м и в скважине 11 – -1186,9 м. В скважинах 8 и 11 пласт Б-2 в процессе опробования перфорирован до подошвы, при этом были получены притоки безводной нефти.
    Кровля водонасыщенного коллектора на самых высоких абсолютных отметках вскрыта в скважине 3 – -1190,1 м и скважине 7 – -1188,3 м. На основании этих данных ВНК для залежи принят на абсолютной отметке -1189,0 м.
    Геолого-литологический профиль продуктивных пластов приведен в  приложении А, рисунок 2.
    Структурная карта кровли коллектора пласта Б-2 приведена в приложении А, рисунок 3.
    Размеры залежи 3,8х2,3 км, высота 32 м. Коэффициент песчанистости – 0,365, расчлененность – 3,65.
    Залежь пласта Б-2 – пластовая, сводовая, со значительной по площади и объему водонефтяной зоной. На долю ВНЗ приходится 66 % площади залежи и 53 % ее объема.
    Карта начальных эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Б-2 представлена в приложении А, рисунок 4.
    Характеристика толщин продуктивных пластов, показателей неоднородности и результатов опробования скважин приведена в приложении А, таблица 3.
    
      Физико-химические свойства нефти, газа и воды.

    Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Серноводского месторождения изучались по данным лабораторных анализов поверхностных и глубинных проб нефти, отобранных из разведочных и эксплуатационных скважин. Экспериментальные исследования выполнены в лабораториях физики пласта института «Гипровостокнефть» и ЦНИЛа объединения «Куйбышевнефть». 
    При изучении свойств нефти и газа было проанализировано 5 глубинных проб нефти из 4 скважин и 14 поверхностных проб нефти из 6 скважин.
    По пласту Б-2 физико-химические свойства нефти изучены по глубинным (скважины № 2, 11, 12) и поверхностным (скважины № 2,3, 7,11, 12) пробам.
    Свойства нефти пласта Б-2 характеризуются следующими показателями: давление насыщения 4,95 МПа, газосодержание – 16,45 м3/т, объемный коэффициент – 1,0485. Плотность пластовой нефти составила 878 кг/м3, сепарированной – 899 кг/м3, динамическая вязкость пластовой нефти составила 21,1 мПа·с, относительная плотность газа по воздуху – 1,321. Молекулярная масса пластовой нефти составляет 225. В поверхностных условиях: плотность нефти 898,5 кг/м3, динамическая вязкость 54,1 мПа·с; молекулярная масса разгазированной нефти 262.
    Нефть высокосернистая (содержание серы 3,2 % масс.), смолистая (содержание смол и асфальтенов18,56 % масс.), парафиновая (содержание парафина 4,82 % масс.).
    Специальных гидрогеологических исследований на Серноводском месторождении не производилось. Степень геолого-гидрогеологической изученности продуктивных пластов различна.
    Химический состав подземных вод охарактеризован 20 анализами воды продуктивных пластов; анализы водорастворенного газа отсутствуют, приведенные ниже значения приняты по аналогии с соседними месторождениями.
    По результатам анализов имеющихся семи проб воды из пласта Б-2 вода по составу является хлоридно-натриевой, тип воды – хлоркальциевый. 
    Вязкость пластовой воды 1,32 мПа·с, сжимаемость 4,2х10-5см3/ат. Общая минерализация пластовой воды 1260 г/л, плотность 1,165г/см3. Содержание водорастворённого газа составляет 193-204см3. Содержание брома в водах пласта Б-2 изменяется от 240,5мг/л до 294,2, йода от 4.1мг/л до 4,5мг/л. 
    Результаты исследований и расчётов представлены в приложении А, таблицы 4-7 [1].
 Оценка реологических свойств нефти пласта Б-2.

    Экспериментальные исследования реологических свойств нефти, обусловленных возможностью образования внутренней структуры, способностью разрушаться и перестраиваться при сдвиговых деформациях, не проводились. Однако в составе нефти в повышенных количествах содержатся асфальтенов  (А) – 4,081 % и смол (С) – 14,47 %. При таких концентрациях высокомолекулярных компонентов можно предположить, что нефть будет обладать структурно-механическими свойствами вести себя при фильтрации как неньютоновская жидкость. По аналогии с нефтью других месторождений Самарской области [2] существует вероятность, что гидродинамика нефти  в пласте Б-2, будет подчиняться модели нелинейно вязкопластичного течения. В этом случае основными реологическими параметрами являются предельное  динамическое напряжение сдвига (ПДНС) и граничный градиент давления, связаны с началом и завершением процесса разрушения внутренней структуры в нефти.
    Для аналитической оценки данных параметров использована методика, предложенная специалистами Уфимского ГНТУ [3].  Исходными данными являются: содержание асфальтенов (А) – 4,081%,  смол (С) – 14,47%, содержание в попутном газе азота (Га) – 20,15 м3/м3, метана (Гм)  – 17,2 м3/м3,  этана (Гэ) – 14,95 м3/м3.  Средняя температура пласта tпл=29 0C, средняя проницаемость пласта k=0,311 мкм2, ?=0,000781 МПа/м, ?=1,21.
    Результаты расчетов приведены в таблице 1.1.
    
Таблица 1.1
Результаты определения граничных градиентов давления
Параметр
Корреляционная зависимость
ПДНС дегазированной нефти, Па
??=a·A/C=0,012?4,081/14,47=0,00338



Продолжение таблицы 1.1
ПДНС нефти с учетом кол-ва и состава растворенного газа, Па
??=??+?10?^(-3)?[-5,16·(А/С)^2+4,08·(А/С)-0,28]·(Г_а^2-Г_м-Г_э )=0,00338+?10?^(-3)·[-5,16·(4,081/14,47)^2+4,08·(4,081/14,47)-0,28]·(?20,15?^2-17,2-14,95)=0,1755 
ПДНС нефти при заданной температуре, Па
 ???= ??·(24/t-0,04)= 0,1755·(24/29-0,04)=0,1382
Градиент динамического давления сдвига (ГДДС), МПа/м
H=0,052/(K_н^0,62 )· ???=0,052/?0,311?^0,62 · 0,1382=0,0148
Градиент давления предельного разрушения структуры, МПа/м
H_m=?+?H=0,000781+1,21?0,0148=0,0187
    
    Таким образом, для начальных пластовых условий пласта Б-2 ПДНС нефти составляет 0,1382 Па, ГДДС – 0,0148 МПа/м, градиент давления предельного разрушения структуры – 0,0187 МПа/м.
    Также была получена зависимость реологических параметров от температуры с учетом возможности частичного охлаждения пласта призабойных зон скважин в процессе разработки, которая представлена в  приложении А, рисунок 5.
    На основе диаграммы относительных фазовых проницаемостей пласта Б-2 получена зависимость граничных градиентов давления от обводненности продукции, представленная в приложении А, рисунок 6.
    
 Подсчёт запасов углеводородов объёмным методом.
    
    В балансе ОАО «Самаранефтегаз» на 01.01.2017 г. учтены начальные запасы нефти в величинах и категориях, утверждённых ГКЗ РФ (протокол № 2154 от 19.05.2010 г.). В целом по месторождению начальные запасы нефти категорий А, подсчитанные по формулам (1.1, 1.2), числятся в количестве:
    а) геологические - 8449 тыс.т,
    б) извлекаемые - 4408 тыс.т,
    Основным эксплуатационным объектом является пласт Б-2.  Он содержит 56,4% от начальных извлекаемых запасов нефти в целом по месторождению.
    Начальные запасы нефти по пласту Б2 по категории А на 01.01.2017 г. числятся в количестве:
    а) геологические – 4528 тыс.т, 
    б) извлекаемые – 2486 тыс.т.
    Данные для подсчёта запасов углеводородов объёмным методом представлены в таблице 1.2 [1].  
    
                        Таблица 1.2
Исходные данные для подсчёта запасов объёмным методом
№ п/п
Параметры
Обозначения
Ед. измерения
Значения
1
Площадь нефтеносности
F
тыс. м2
6724
2
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта
h
м
4,5
3
Коэффициент пористости
m
д. ед.
0,21
4
Коэффициент нефтенасыщенности
?
д. ед.
0,84
5
Плотность нефти в поверхностных условиях
?н.пов
т/м3
0,899
6
Переводной коэффициент из пластовых условий в поверхностные ?=1/В, где В – объёмный коэффициент
?
д. ед.
0,954
7
Газосодержание нефти
Г
м3/т
16,45
8
Коэффициент извлечения нефти
Котд
д. ед.
0,549
    
    Подсчёт начальных запасов нефти осуществляется по формулам:
                                 ,				    (1.1)
                                               ,					    (1.2)
    где Qгеол – начальные геологические запасы нефти, тыс.т; Qизв – начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т. Прочие обозначения и единицы измерения используемых для подсчёта параметров даны в таблице 1.2.
    
    
    Полученные значения запасов несущественно отличаются от числящихся на балансе. Расхождение составляет менее 1,1%. 
    Начальные геологические и извлекаемые запасы газа рассчитываются по формулам:
                                                   ,					    (1.3)
                                                   ,					    (1.4)
    где Vгеол – начальные геологические запасы попутного газа, тыс. м3; Vизв – начальные извлекаемые запасы попутного газа, тыс. м3.
    
    
    С учётом накопленной добычи нефти по пласту Б2 определяются остаточные геологические и извлекаемые запасы нефти и газа.
    Остаточные геологические и извлекаемые запасы нефти составляют:
                                                   ,			    (1.5)
                                                   ,				    (1.6)
    где Qнак – накопленная добыча нефти на 01.01.2017 г., тыс. т., Qнак=1484,66 тыс.т.
    
    
    Остаточные геологические и извлекаемые запасы газа составляют:
                                                   ,				    (1.7)
                                                   .				    (1.8)
    
    
    Все расчётные значения по определению запасов нефти и газа представлены в таблице 1.3.
    
      Таблица 1.3
Начальные и остаточные запасы нефти и газа
Запасы нефти, тыс. т
Запасы газа, млн. м3
Геологические
Извлекаемые
Геологические
Извлекаемые
Нач.
Остат.
Нач.
Остат.
Нач.
Остат.
Нач.
Остат.








    
    Таким образом, с учётом накопленной добычи нефти по пласту Б-2 в количестве 1484,66 тыс.т. остаточные запасы нефти на 01.01.2017 г. составляют:
    а) геологические –3093,04 тыс.т,
    б) извлекаемые – 1028,49 тыс.т.
    Начальные извлекаемые запасы нефти категории А выработаны на 59,71%, что характерно для поздней стадии разработки объекта [4].  
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    Выводы
    Серноводское месторождение, расположенное в Самарской области, является многопластовым.
    Серноводское поднятие в региональном тектоническом плане по поверхности кристаллического фундамента расположено в пределах южного склона Южно-Татарского свода и по опорным горизонтам палеозоя тяготеет к Сокско-Шешминской структурной зоне, а по опорным горизонтам нижнего и среднего карбона представляет собой пологую брахиантиклиналь восток-северо-восточного простирания.
    На Серноводском месторождении промышленные залежи нефти содержатся в продуктивных пластах А-4 башкирского яруса среднего карбона, Б-0 тульского горизонта и Б-2 бобриковского горизонта нижнего карбона.
    Пласт Б-2 залегает на глубине 1330 м и является самостоятельным объектом разработки. Залежь пластового типа. Начальный ВНК принят на абсолютной отметке минус 1189 м. Коллектор пласта Б-2 представлен мелкозернистами кварцевыми песчаниками, залегающими в виде прослоев, чередующихся с пропластками глинистых пород. Пористость 21%, проницаемость 0,311 мкм2.
    Основной пласт Б-2 характеризуется невысоким коэффициентом песчанистости (Кп=0,365) и средней расчлененностью (Кр=3,65), залегает в условиях небольших  давлений и температур. Начальное пластовое давление 13,7 МПа, пластовая температура 29 °С.
    Нефть пласта Б-2 в пластовых условиях тяжелая, высоковязкая. Ее плот-ность и вязкость составляют 0,878 т/м3 и 21,1 мПа·с соответственно. Давления насыщения газом 4,63 МПа, газосодержание 16,45 м3/т.
    По товарной характеристике нефть высокосернистая (содержание серы 3,2 % масс.), смолистая (содержание смол и асфальтенов 18,56 % масс.), парафиновая (содержание парафина 4,82 % масс.) [1].  
    После аналитической оценки основными реологических параметров получили, что для начальных пластовых условий пласта Б-2 ПДНС нефти составляет 0,1382 Па, ГДДС – 0,0148 Па/м, градиент давления предельного разрушения структуры – 0,0187 Па/м.
    Запасы нефти категории А, подсчитанные объемным методом, составляют:
    а) начальные геологические 4577,7 тыс.т;
    б) начальные извлекаемые 2513,15 тыс.т;
    на 01.01.2017 г.:
    а) остаточные геологические	3093,04  тыс.т;
    б) остаточные извлекаемые 1028,49  тыс.т.
    По состоянию на 01.01.2017 г. из пласта Б-2 извлечено 1484,66 тыс.т нефти. Степень выработки запасов составила 59,71%, коэффициент текущей нефтеотдачи 0,328 при проектном 0,549.
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    

 
 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

  Основные положения проектных документов

    Разработка Серноводского месторождения велась в соответствии с решениями следующих технологических документов. 
    1. Первым проектным документом на разработку месторождения является «Проект разработки Серноводского месторождения», выполненный в 1951 году институтом «Гипровостокнефть» [5]. В проекте разработки рассматривались два объекта. 
    Пласт Б-2 был выделен как основной эксплуатационный объект разработки, на который планировалось бурение 15-ти добывающих скважин и 4-х оценочных с целью уточнения границ распространения залежей. Пласт А-4 планировалось разрабатывать возвратным фондом скважин.
    2. В 1971 году была выполнена «Технологическая схема разработки пластов А-4 и Б-2 Серноводского месторождения» [6], в которой предусматривалась разработка объекта Б-2 на естественном режиме 13-ю скважинами, расположенными двумя рядами вдоль длинной оси структуры, с расстоянием между скважинами 500 м. На объекте А-4 рекомендовалось на первом этапе проведение пробной эксплуатации тремя скважинами, на втором этапе – размещение 6-ти скважин вдоль длинной оси структуры с последующим переводом на пласт некоторых обводнившихся скважин с пласта Б-2. Предлагалось в одной или двух скважинах проводить одновременно-раздельную эксплуатацию пластов А-4 и Б-2. 
    3. В 1972 году был выполнен «Авторский надзор за разработкой Серноводского месторождения Куйбышевской области». В ходе разбуривания залежей положение эксплуатационных скважин на пластах А-4 и Б-2 было изменено в связи с уточнением геологического строения. Отличие фактического положения скважин от проектного заключалось в изломе рядов и сокращении расстояния между скважинами до 350-400 м. 
    Кроме того, была проведена коррекция планов по уровням добычи нефти. 
    4. В 1974 году выполнен «Авторский надзор за разработкой Серноводского нефтяного месторождения» [7]. На дату составления авторского надзора на месторождении было пробурено 20 скважин. В ходе разбуривания были уточнены детали геологического строения залежей, уменьшились запасы нефти в пластах А-4 и Б-2, была открыта залежь в пласте Б-0 тульского горизонта. Основные выводы, содержащиеся в документе: 
    - анализ текущего состояния разработки объекта Б-2 показал, что несмотря на высокие темпы разбуривания залежи, годовые уровни добычи нефти ниже проектных в связи с более низкими дебитами жидкости скважин;
    - из анализа динамики пластового давления в скважинах объекта Б-2 следует, что при увеличении отбора жидкости необходимо разрабатывать залежь с поддержанием пластового давления (ППД). В этом случае для закачки воды рекомендовалось использовать 4 приконтурные скважины. 
    5. В 1978 году был составлен «Уточненный проект разработки по Серноводскому нефтяному месторождению Куйбышевской области» [8]. Основные положения проектного документа: 
    - сохранить существующую систему разработки на объекте Б-2 (без ППД) с отборами жидкости, находящимися на достигнутом уровне; 
    - на объекте А-4 рекомендовалось активизировать существующую систему ППД после ввода разрезающего ряда из 4-х нагнетательных скважин и перевода под закачку 3-х обводнившихся скважин; 
    - приобщить объект А-4 в 6-ти скважинах, работающих на объекте Б-2 для одновременно-раздельной эксплуатации; 
    - разработку объекта Б-0 продолжать двумя скважинами без поддержания пластового давления до полной выработки запасов или предельного обводнения скважин. 
    6. В 1979 году была выполнена работа «Оперативный анализ разработки и рекомендации по организации заводнения пласта Б-2 Серноводского месторождения» [9]. На основе текущего состояния разработки и исходя из необходимости увеличения темпов отбора и сокращения сроков разработки месторождения, а также учитывая высокую эффективность заводнения на соседнем Радаевском месторождении, в работе рекомендовалось организовать заводнение пласта Б-2. Основные положения проектного документа: 
    - увеличение отбора жидкости из пласта Б-2 возможно только при организации системы ППД; 
    - закачку воды рекомендуется производить в приконтурную часть залежи; для этих целей предлагается создать ряд нагнетательных скважин в восточной части залежи (три скважины) и дополнительно (на завершающей стадии разработки) использовать две приконтурные скважины (после их обводнения). 
    При рассмотрении работы постановили продолжить разработку пласта Б2 при естественном водонапорном режиме без поддержания пластового давления, так как Серноводское месторождение находится в санитарной зоне курорта Сергиевские Минеральные Воды. 
    7. В 1984 году было составлено «Дополнение к уточненному проекту разработки по Серноводскому нефтяному месторождению» [10], в котором предусматривалась разработка объектов имеющимся фондом добывающих и нагнетательных скважин. 
    8. В 1999 году уровни добычи нефти по месторождению были скорректированы в работе «Анализ и прогноз технологических показателей до 2015 года по ОАО «Самаранефтегаз» [11]. 
    9. В 2008 году составлено «Дополнение к проекту разработки Серноводского месторождения», которое было утверждено как Технологическая схема (протокол ЦКР Роснедра № 4227 от 07.02.2008) [12]. Основные положения проектного документа: 
    - разработка залежи пласта А-4 осуществляется с применением заводнения, залежей пластов Б-0 и Б-2 - на естественном режиме; 
    - фонд скважин всего – 47, в том числе: добывающих – 43, нагнетательных – три, оценочных – одна; 
    - фонд скважин для бурения – 15, в том числе одна оценочная; 
    - бурение боковых стволов (БС) – четыре. 
    Следует учесть, что территория месторождения находится во 2 зоне горно-санитарной охраны федерального курорта «Сергиевские минеральные воды» (для лечебных целей используются источники вод калиновской свиты нижнеказанского подъяруса перми). Направление потока подземных вод идет от Серноводского месторождения в сторону курорта, что требует предотвращения загрязнения вод в результате бурения, эксплуатации и ремонта скважин. 
    10. В 2012 году выполнено «Дополнение к технологической схеме разработки Серноводского нефтяного месторождения Самарской области» (протокол Западно-Сибирской нефтяной секции ЦКР Роснедра по УВС № 1397 от 29.03.2012) [13].
    11. В 2014 году выполнен «Технологический проект разработки Серноводского нефтяного месторождения Самарской области», который в настоящее время является действующим проектным документом на разработку Серноводского месторождения [1]. Основные проектные решения: 
    - выделение трех объектов разработки: А-4, Б-0, Б-2; 
    - разработка объектов А-4 и Б-2 с ППД, объекта Б-0 на естественном упруговодонапорном режиме; 
    - общий фонд скважин – 39, в том числе 25 добывающих, три нагнетательные, одна наблюдательная, одна пьезометрическая, три водозаборные и семь ликвидированных; 
    - фонд скважин для бурения – семь добывающих; 
    - бурение четырех боковых стволов; 
    - разобщение пластов А-4 и Б-2 в одной добывающей скважине (№ 21); 
    - перевод на вышележащий объект одной добывающей скважины (№ 42); 
    - перевод одной пьезометрической скважины в нагнетательный фонд (№ 39); 
    - ликвидация двух бездействующих скважин № 33 и 34; 
    - ликвидация одной высокообводненной скважины № 40;
    - применение физико-химического воздействия на пласт (ОПЗ углеводородными растворителями – 43 скв./опер. и гелеобразующей композицией «Карфас» – 10 скв./опер., селективная изоляция реагентом «Акор» – 59 скв./опер.); 
    - достижение КИН в целом по месторождению по категории АВ – 0,522 (при утвержденном 0,522); в том числе по пласту Б-2: КИН – 0,549 при коэффициенте вытеснения (Квыт.) – 0,702 и коэффициенте охвата (Кохв.) –  0,782.
    
 Анализ истории и текущее состояние разработки пласта Б-2
    
    За всю историю разработки пласта Б-2 в добыче нефти пребывало 20 скважин. В среднем на одну скважину, участвовавшую в добыче, приходится 74,22 тыс.т нефти и 226,175 тыс.т жидкости. Практически все скважины (за исключением № 21 и 30) вступили в эксплуатацию безводными. Самый продолжительный безводный период – 8 лет, имели скважины № 7 и № 12, которые с первого дня эксплуатировались механизированным способом (ШГН). Наименьший безводный период, менее двух лет, имели скважины № 11 и 29, по остальным скважинам безводный период варьировал от 4 до 7 лет.
    Динамика основных показателей разработки представлена в таблице 2.1 и на графике рисунок 2.1.
    Историю разработки пласта Б-2 можно разделить на несколько этапов.
    1-й этап – 1950-1972 гг. Залежь нефти пласта Б-2 введена в эксплуатацию в 1950 году разведочными скважинами (№ 2,3,7,8), и до 1959 года разработка залежи осуществлялась четырьмя добывающими скважинами.
    Длительный период времени (1960-1970 гг.) пласт Б-2, как и всё месторождение, было законсервировано из-за высокого содержания серы в продукции скважин, разработка залежи возобновилась в 1971 году.
    
    
    
      
      Таблица 2.1
Динамика основных технологических показателей разработки пласта Б2
Годы
Добыча нефти,
тыс. т
Темп отбора от извл. запасов, %

Нак.доб. нефти,
тыс. т
Отбор от НИЗ,  %
КИН, д.ед.
Добыча жидкости, тыс. т
Обв.  %
Дебит, т/сут
Действ.фонд скв. на конец года, шт.
Закачка воды, тыс. м3
Сред. прие-мист.
м3/сут
Компенсация, %
Добыча газа, млн м3






год.
нак.

неф
жид
доб
наг
год.
нак

год
нак
год
нак
1950
1,1
0,04
1,1
0,04
0,000
1,1
1,1
0,00
17,2
17,2
3
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,02
0,02
1951
20,4
0,82
21,5
0,86
0,005
20,9
22
2,39
18
18,4
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,36
0,39
1952
14,9
0,60
36,3
1,46
0,008
15,6
37,6
4,49
15,2
16
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,26
0,64
1953
20,5
0,82
56,8
2,28
0,013
21,3
58,9
3,76
15,2
15,8
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,32
0,96
1954
17,1
0,69
73,9
2,97
0,016
18,5
77,3
7,57
14
15,1
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,28
1,24
1955
23,5
0,95
97,4
3,92
0,022
29,3
106,7
19,80
18
22,3
1
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,26
1,50
1956
11,7
0,47
109,2
4,39
0,024
12,9
119,6
9,30
12,4
13,6
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,22
1,72
1957
27
1,09
136,2
5,48
0,030
29,1
148,7
7,22
19,3
20,9
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,51
2,23
1958
12,2
0,49
148,4
5,97
0,033
13
161,7
6,15
13,3
14,2
1
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,04
2,27
1959
0,7
0,03
149,1
6,00
0,033
0,7
162,4
0,00
3,1
3,1
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,01
2,28
1960
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1961
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1962
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1963
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1964
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1965
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1966
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1967
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1968
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1969
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1970
0
0,00
149,1
6,00
0,033
0
162,4
0,00
0
0
0
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,00
2,28
1971
10
0,40
159,1
6,40
0,035
10
172,4
0,00
17,3
17,3
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,17
2,45
1972
30,3
1,22
189,4
7,62
0,042
30,6
203
0,98
20,9
21,1
4
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,53
2,99
1973
57,5
2,31
246,9
9,93
0,055
60,3
263,4
4,64
18,5
19,2
12
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,94
3,93
1974
86,3
3,47
333,2
13,40
0,074
93,3
356,7
7,50
15,9
17,2
18
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,40
5,32
1975
78,7
3,17
411,9
16,57
0,091
85,4
442,1
7,85
13,1
14,3
17
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,27
6,59
1976
72,1
2,90
483,9
19,47
0,107
77,5
519,7
6,97
12,2
13,1
16
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,16
7,75
1977
61,7
2,48
545,7
21,95
0,121
68,5
588,2
9,93
11,7
13
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,01
8,76
1978
69,2
2,78
614,8
24,73
0,136
79,2
667,4
12,63
12,7
14,5
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,11
9,87
1979
68,7
2,76
683,6
27,50
0,151
90,5
757,9
24,09
13,3
17,6
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,11
10,97
Продолжение таблицы 2.1
Годы
Добыча нефти,
тыс. т
Темп отбора от извл. запасов, %

Нак.доб. нефти,
тыс. т
Отбор от НИЗ,  %
КИН, д.ед.
Добыча жидкости, тыс. т
Обв.  %
Дебит, т/сут
Действ.фонд скв. на конец года, шт.
Закачка воды, тыс. м3
Сред. прие-мист.
м3/сут
Компенсация, %
Добыча газа, млн м3






год.
нак.

неф
жид
доб
наг
год.
нак

год
нак
год
нак
1980
72,5
2,92
756,1
30,41
0,167
109,2
867,1
33,61
13,7
20,7
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,16
12,13
1981
68,6
2,76
824,7
33,17
0,182
116,7
983,8
41,22
12,9
22
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,10
13,23
1982
60,4
2,43
885,1
35,60
0,195
114,4
1098,2
47,20
11,1
21,1
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,97
14,20
1983
52,5
2,11
937,6
37,72
0,207
100,6
1198,8
47,81
9,8
18,9
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,84
15,04
1984
44,7
1,80
982,3
39,51
0,217
95,4
1294,2
53,14
8,3
17,6
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,68
15,72
1985
41,2
1,66
1023,6
41,17
0,226
86,5
1380,7
52,37
7,7
16,2
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,62
16,34
1986
38,2
1,54
1061,8
42,71
0,234
94,9
1475,6
59,75
7,1
17,6
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,57
16,92
1987
34,4
1,38
1096,1
44,09
0,242
92,1
1567,7
62,65
6,4
17,2
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,52
17,43
1988
29,7
1,19
1125,9
45,29
0,249
94,2
1661,9
68,47
5,5
17,3
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,45
17,88
1989
26,3
1,06
1152,2
46,35
0,254
100
1761,9
73,70
4,9
18,8
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,40
18,27
1990
22,5
0,91
1174,7
47,25
0,259
98,3
1860,2
77,11
4,2
18,4
14
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,34
18,61
1991
21,9
0,88
1196,6
48,13
0,264
114,6
1974,9
80,89
4,2
21,6
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,33
18,94
1992
19,1
0,77
1215,7
48,90
0,268
104,5
2079,4
81,72
3,6
19,3
15
0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,29
19,22
1993
14,8
0,60
1230,5
49,50
0,272
.......................