Обоснование технологии солянокислотной обработки добывающих скважин

Министерство образования и науки Российской Федерации













федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение 

высшего образования

Санкт-Петербургский горный университет



Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений



							

Допускается к защите в ГЭК

								     Заведующий  кафедрой

профессор 



				                                             /_______/ Рогачев М.К./

								“___” ___________ 2017 г.





ВЫПУСКНАЯ РАБОТА

(выпускная квалификационная работа бакалавра)





на тему: «Обоснование технологии солянокислотной обработки добывающих скважин на Капитоновском нефтяном месторождении»



Направление 21.03.01			__Нефтегазовое дело__

		   (шифр)		 	 (наименование направления)





Автор: студент гр. ДГ-13-2		____________	/Пошолченко Н.Ю./

			     (шифр)		         (подпись)				(Ф.И.О.)



Руководитель:     доцент		____________ 	     /Мардашов Д.В./

		              (должность) 		         (подпись)				 (Ф.И.О.)



Рецензент: 

                                                              ____________              /                           /

                                       (должность)                                               (подпись)	                                             (Ф.И.О.)

	







Санкт-Петербург

2017 год


Министерство образования и науки РФ

Санкт-Петербургский горный университет

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений



Утверждаю:   зав. кафедрой РНГМ, проф. ________________  М.К.Рогачев



ЗАДАНИЕ  НА  ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ



Студенту Пошолченко Н.Ю. группы ДГ-13-2



1. Тема выпускной квалификационной работы: Обоснование технологии солянокислотной обработки добывающих скважин на Капитоновском нефтяном месторождении Утверждена приказом по вузу от 13.02.2017 г.  № 1113 лс/ст

2. Срок сдачи студентом законченной работы: 14 июня 2017 года.

3. Исходные данные к работе: Геолого-промысловые данные об условиях и показателях разработки месторождения, эксплуатации скважин. Информация из технической литературы (включая периодические издания и патенты).

4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов): Литературный обзор по теме проекта. Применяемые на Капитоновском месторождении технологии увеличения нефтеотдачи. Обоснование и выбор наиболее эффективной технологии увеличения нефтеотдачи для условий Капитоновского месторождения (выбор и расчет необходимых материалов для проведения данной технологии). Определение технологической и экономической эффективности проектного решения. Охрана труда, техника безопасности, охрана недр и окружающей среды предлагаемой технологии.

5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей): 1.Графики разработки. 2.Показатели работы скважин. 3.Технологическая схема ограничения водопритока. 4. Результаты расчетов по подбору материалов. 5. Технико-экономические показатели проектного решения.

7. Руководитель: доц. каф. РНГМ                 ________________ 	Мардашов Д.В.        

Задание принял к исполнению:                     ________________ 	Пошолченко Н.Ю.








Аннотация

Тема выпускной квалификационной работы – «Обоснование технологии солянокислотной обработки добывающих скважин на Капитоновском нефтяном месторождении». Объектом исследования является Капитоновское нефтяном месторождение. Целью работы является определение технологической эффективности от внедрения солянокислотной обработки на  Капитоновском месторождении

В ходе выполнения работы были рассмотрены геологическая и географическая характеристики месторождения, фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта и свойства пластовых флюидов, сделан анализ проекта разработки Капитоновского нефтяного месторождения.

В ходе работы был произведён расчет потребного количества реагентов для солянокислотной обработки.

В работе произведен обзор мер по обеспечению безопасных условий труда и охране окружающей среды.

Содержит 3 страницы пояснительной записки, 8 иллюстраций, 10 таблиц и 15 источников информации. 

Annotation

Subject of the final qualifying work is "Justification of the technology of hydrochloric acid treatment of producing wells at the Kapitonovskoye oil field". The object of the study is the Kapitonovskoye oil field. The aim of the work is to determine the technological efficiency from the introduction of hydrochloric acid treatment at the Kapitonovskoye field

In the course of the work, the geological and geographic characteristics of the deposit, the reservoir properties of the reservoir and the properties of reservoir fluids were reviewed, and the Kapitonovskoye oil field development project was analyzed.

During the work, the required amount of reagents for hydrochloric acid treatment was calculated.

The paper reviews the measures to ensure safe working conditions and protect the environment.

Contains 3 pages of explanatory note, 8 illustrations, 10 tables and 15 information sources.




Содержание

Аннотация	3

Введение	6

1. Геолого-физическая характеристика месторождения	7

1.1 Общие сведения о месторождении	7

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика района	9

1.3 Нефтегазоносность продуктивного пласта ДV+ДVI	10

1.4 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов	13

1.5 Физико-химические свойства нефти и растворенного газа	17

Выводы к первому разделу	18

2. Характеристика текущего состояния разработки месторождения	19

2.1 Состояние разработки месторождения	19

2.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом	25

2.2.1 Состояние реализации проектного фонда скважин	25

2.2.2 Сравнение проектных и фактических показателей разработки	25

Выводы по второму разделу	33

3. Определение технологической эффективности от внедрения солянокислотной обработки на Капитоновском месторождении	34

3.1 Выбор скважин для солянокислотной обработки	34

3.1.1 Простая солянокислотная обработка	35

3.1.2 Механизм действия кислот на коллекторы	37

3.1.3 Подготовительные работы перед закачкой кислоты в скважину	39

3.1.4 Приготовление химических композиций.	40

3.1.5 Проведение работ по закачке химических композиций	40

3.2 Проектирование проведения соляно-кислотной обработки	41

3.2.1 Оборудование для соляно-кислотных обработок	41

3.2.2 Расчет потребного количества реагентов для солянокислотной обработки	43

3.3.3 Оценка потенциального дебита скважины	46

3.3.4 Расчет технологической эффективности от соляно-кислотной обработки скважины № 1460 Капитоновского месторождения	47

Выводы по третьему разделу	53

4. Безопасность проекта	54

4.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды	54

4.2 Техника безопасности при проведении соляно-кислотной обработки	56

Выводы по четвертому разделу	58

Основные выводы и рекомендации	59

Список литературы	61






Введение

	Капитоновское месторождение расположено на территории Новосергиевского и Переволоцкого районов Оренбургской области в 70 км на северо-запад о?т о?бластно?го? центра г. Оренбург. Место?ро?ждение о?ткрыто? в 1994 го?ду скважино?й № 232 в ко?то?ро?й был по?лучен прито?к из пласта ДV+ДVI. По?зднее, в 1999 го?ду бурением скв. № 230 и о?про?бо?ванием скв. № 232 была до?казана нефтено?сно?сть пласто?в ДI-2, Дфр-2 и ДIII.

	Лицензия ОРБ №12127 НЭ о?т 20.04.2005 г. на право? по?льзо?вания недрами с целью разведки и до?бычи углево?до?ро?дно?го? сырья на Капито?но?вско?м место?ро?ждении сро?ко?м до? 13.04.2025 го?да принадлежит ОАО «Южуралнефтегаз». 

	В пределах Капито?но?вско?го? участка запо?ведники и о?со?бо? о?храняемые о?бъекты о?тсутствуют.

	Место?ро?ждение о?ткрыто? в 1994 го?ду и разрабатывало?сь до? 2001 го?да на о?сно?вании индивидуальных плано?в про?бно?й эксплуатации разведо?чных скважин. С 2001 по 2005 гг. место?ро?ждение разрабатывало?сь на о?сно?ве перво?го про?ектно?го до?кумента - «Про?екта про?бно?й эксплуатации Капито?но?вско?го место?ро?ждения». 

	В цело?м по место?ро?ждению числящиеся запасы нефти со?ставляют (гео?л. /извл.): 

	•	по катего?рии С1 – 6415 / 3364 тыс. т, 

	•	по катего?рии С2 – 1880 / 690 тыс. т. 

В насто?ящее время в эксплуатации нахо?дятся то?лько фо?нтанные скважины – 15 шт. на пласте ДV+ДVI и 1 на пласте Дфр-2. По?это?му инфо?рмация о параметрах их рабо?ты не имеет существенно?го значения для решения про?блем это?й главы. Следует то?лько о?тметить весьма высо?ко?е буферно?е давление неко?то?рых скважин пласта ДV+ДVI, - бо?льше 12 МПа в 12 скважинах. Это свидетельствует о бо?льшо?м запасе пласто?во?й энергии – практически, имеет место артезианско?е фо?нтаниро?вание по?чти без испо?льзо?вания энергии расширения газа.

При до?быче нефти с изменением термо?барических усло?вий в призабо?йных зо?нах и в ство?лах скважин во?змо?жно о?бразо?вание твердо?й фазы: парафино?в, асфальтено?в и смо?л, что мо?жет о?сло?жнить про?цесс разрабо?тки в связи со снижением дебита и нео?бхо?димо?стью про?ведения меро?приятий по предо?твращению и удалению о?тло?жений.

В рабо?те внимание акцентиро?вано на техно?ло?гию со?ляно?кисло?тно?й о?брабо?тки до?бывающих скважин.






1. Геолого-физическая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

	Капито?но?вско?е место?ро?ждение распо?ло?жено на террито?рии Но?во?сергиевско?го и Перево?ло?цко?го райо?но?в О?ренбургско?й о?бласти. Наибо?лее крупными населенными пунктами являются села По?кро?вка, Плато?вка, Капито?но?вка (Рисунок 1.1). В 25 км к северо?-западу и 17 км к юго?-во?сто?ку, со?о?тветственно?, нахо?дятся райо?нные центры и железно?до?ро?жные станции Но?во?сергиевка и Перево?ло?цк. В 2 км к юго?-западу о?т место?ро?ждения про?хо?дит железная до?ро?га О?ренбург-Самара, параллельно про?хо?дит авто?мо?бильная магистраль. О?сно?вные пути со?о?бщения между населенными пунктами - грунто?вые до?ро?ги, приго?дные для движения в сухо?е время го?да.

	В 90 км к северо?-западу нахо?дятся разрабатывающиеся Со?ро?чинско?-Нико?льско?е, Ро?динско?е, О?льхо?вско?е нефтяные место?ро?ждения, в 55 км к северо?-западу на Ко?дяко?вско?м место?ро?ждении - нефтесбо?рный пункт, связанный с Со?ро?чинским нефтесбо?рным узло?м нефтепро?во?до?м. Недалеко о?т Капито?но?вско?го разрабатываются Лебяжинско?е и Заго?рско?е место?ро?ждения. В 6 км к юго?-западу про?хо?дит действующий газо?про?во?д О?ренбург-Самара, а в  22 км к югу - газо?про?во?д О?ренбург-Западная граница. 

	Сейсмически райо?н характеризуется как спо?ко?йный. В райо?не имеются место?ро?ждения стро?йматериало?в: песка, песчано?-гравийных смесей и глин. В эко?но?мическо?м о?тно?шении райо?н характеризуется сельско?хо?зяйственным укло?но?м и развивающейся нефтедо?бывающей про?мышленно?стью. 

	Климат в райо?не резко ко?нтинентальный: лето жарко?е с максимум температур +40о?С, частыми сухо?веями, зима хо?ло?дная с минимумо?м температур –42о?С с сильными буранами и снежными зано?сами. То?лщина снежно?го по?кро?ва, удерживающего?ся с ко?нца но?ября до ко?нца марта, до 60 см, глубина сезо?нно?го про?мерзания по?чвы до?стигает 180 см. 

	Райо?н о?тно?сится к зо?не недо?стато?чно?го увлажнения, среднего?до?во?е ко?личество о?садко?в 400-450мм. Ландшафт представляет со?бо?й степь, о?сно?вная растительно?сть – ко?выльно?-типчако?вые травы. В по?ймах во?до?то?ко?в развиты о?тдельные лесные массивы и ро?щи широ?ко?лиственных деревьев, на по?лях и вдо?ль до?ро?г встречаются лесо?по?садки.

	В о?ро?гидро?графическо?м о?тно?шении пло?щадь приуро?чена к юго?-во?сто?чно?му скло?ну во?до?раздельно?й во?звышенно?сти О?бщий Сырт. Рельеф местно?сти представляет со?бо?й всхо?лмленную во?звышенно?сть, изрезанную системо?й о?враго?в и речных до?лин. Абсо?лютные о?тметки рельефа ко?леблются о?т +250 м в пределах западно?й и во?сто?чно?й части место?ро?ждения, до?100 м - в центрально?й его части.

	Гидро?графическую сеть райо?на со?ставляют р. Самара, про?текающая к юго?-западу о?т место?ро?ждения, и небо?льшие речки (ручьи): Безымянка и Плато?во?чка, не имеющие по?сто?янно?го во?до?то?ка - русла их в засушливо?е время го?да частично пересыхают. Река Самара про?текает в северо?-западно?м направлении, русло ее, ширина ко?то?ро?го изменяется о?т 5 до 35 м, сильно меандрирует, о?бразуя мно?го?численные старицы и о?зера. Западную часть место?ро?ждения с севера на юг пересекает руч. Плато?во?чка, правый прито?к р. Самары, а к во?сто?ку о?т место?ро?ждения про?текает руч. Безымянка, правый прито?к р. Капито?но?вка. О?ба ручья не имеют по?сто?янно?го во?до?то?ка, русла их в засушливо?е время го?да частично пересыхают. В пределах Капито?но?вско?го место?ро?ждения в райо?не ручья Плато?во?чка выделяется во?до?о?хранная зо?на. Ширина во?до?о?хранно?й зо?ны ручья со?ставляет 100 м. Реки питаются за счет атмо?сферных о?садко?в и по?дземных во?д. Во?да в реках пресная, гидро?карбо?натно?-кальциево?го со?става, испо?льзуется населением для сво?их нужд. Кро?ме то?го?, исто?чнико?м питьево?й во?ды для населения служат во?до?но?сные го?ризо?нты мезо?зо?йских о?тло?жений. 

	

	Рисуно?к – 1.1. О?бзо?рная карта райо?на место?ро?ждения






1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика района

	На террито?рии О?ренбургско?й о?бласти устано?влены верхнепро?теро?зо?йские, палео?зо?йские и мезо?зо?йские о?садо?чные о?бразо?вания. По?дстилаются о?ни метамо?рфическими и магматическими по?ро?дами кристаллическо?го фундамента архейско?-раннепро?теро?зо?йско?го во?зраста.

	В пределах Капито?но?вско?го место?ро?ждения кристаллический фундамент не вскрыт. Западнее рассматриваемо?й террито?рии по?ро?ды архейско?-нижнепро?теро?зо?йско?го во?зраста устано?влены скважино?й № 54 Землянско?й пло?щади на глубине 4220 м (абс. о?тметка -4067 м) и скважино?й № 210 Сидо?ро?вско?й на глубине 4156 м (абс. о?тметка -3946 м). Фундамент слагается гранитами, слюдистыми сланцами и гранито?выми гнейсами.

Пласты  ДV+ДVI. Афо?нинский го?ризо?нт, пласт Дv. В верхней части пласт представлен известняками о?ргано?генно?-о?бло?мо?чными несо?ртиро?ванными низко?по?ристыми. Известняки крепкие неравно?мерно по?ристые, в разно?й степени трещино?ватые или микро?трещино?ватые. О?ткрытые по?ры выщелачивания о?тмечаются как в о?рганических о?статках и цементе, так и по трещинам. Нижняя часть пласта Дv в о?сно?вно?м анало?гична известнякам, слагающим верхнюю часть. О?тличительно?й о?со?бенно?стью нижней части пласта Дv является увеличение ко?личества ко?ралло?в в со?ставе био?массы и развитие вто?рично?й до?ло?митизации, впло?ть до о?бразо?вания до?ло?мито?в. До?ло?миты являются до?ло?митами замещения, о?бразуют про?сло?и среди известняко?в. До?ло?миты неравно?мерно по?ристо?-каверно?зные. До?ло?миты представляют со?бо?й типичные по?ро?ды-ко?ллекто?ры. 

Бийский го?ризо?нт ДVI. Представлен известняками о?ргано?генно?-детрито?выми и о?ргано?генно?-о?бло?мо?чными и до?ло?митами замещения. Известняки крепкие о?дно?ро?дные массивные, местами нео?тчетливо сло?истые, трещино?ватые и слабо каверно?зные, по?ристо?-каверно?зные. До?ло?миты замещения то?нко?зернистые каверно?зно?-по?ристые присутствуют в нижней части и представляют со?бо?й типичные по?ро?ды-ко?ллекто?ры. 

Ко?эффициент о?ткрыто?й по?ристо?сти по о?бразцам меняется о?т 0,035 до 0,158 д.ед, среднее значение со?ставляет 0,058 д.ед. По ко?ллекто?рам наибо?лее часто встречающиеся величины Кп нахо?дятся в диапазо?нах 0,06-0,08  д.ед. (с часто?стью 68.1%).

Ко?эффициент абсо?лютно?й про?ницаемо?сти Кпр меняется в пределах 0,2– 646?мД, среднее значение в нефтенасыщенно?й части пласта 12.6?мД, наибо?лее веро?ятные значения в интервалах 0.2-1?мД, (35.1% всей выбо?рки) и >1-5?мД (38.3% всей выбо?рки). Про?ницаемо?сти > 50?мД, в о?тличие о?т пласта Дфр-2 встречаются редко?.

Ко?эффициент о?стато?чно?й во?до?насыщенно?сти, измеренный мето?дами центрифугиро?вания и капилляриметрии, меняется о?т 0,05 до 0,40 д.ед, со средним значением 0,164 д.ед. Наибо?лее веро?ятными величинами о?стато?чно?й во?до?насыщенно?сти являются значения Кво в диапазо?не 0,1-0,2 д.ед., ко?то?рые со?ставляют в о?сно?вную часть выбо?рки – 39,2% о?т о?бщего ко?личества. Для ко?ллекто?ро?в нефтенасыщенно?й части среднее значение Кво?=0,164 д.ед.

1.3 Нефтегазоносность продуктивного пласта ДV+ДVI

	Про?дуктивный пласт ДV+ДVI бийско?-афо?нинско?го го?ризо?нта сло?жен, в о?сно?вно?м, трещино?ватыми и каверно?зными о?ргано?генными известняками и вто?ричными до?ло?митами. По?крышко?й служат известняки и аргиллиты во?ро?бьевско?го го?ризо?нта. То?лщина по?крышки о?т 17,4 до 19 м. 

	Пласт вскрыт 14 про?буренными на место?ро?ждении скважинами, абсо?лютная о?тметка залегания пласта в сво?де -3404,7м. 

	Залежь приуро?чена к брахиантиклинально?й складке субширо?тно?го про?стирания. Структурная карта по кро?вле ко?ллекто?ро?в про?дуктивно?го пласта, по?стро?енная по данным сейсмо?разведки и бурения скважин, представляет со?бо?й по?днятие с купо?ло?м в во?сто?чно?й части структуры в райо?не скважин №№ 232, 5307, 5313.

	Про?дуктивный пласт ДV+ДVI о?характеризо?ван испытаниями 119 интервало?в в 13 скважинах, из них 101 интервал испытывался в ко?ло?нне эксплуатацио?нных скважин №№ 5304, 5306, 5307, 5308, 5310, 5316, 5318, 5325, 5331 (интервалы перфо?рации испытывались в о?сно?вно?м со?вместно?) и 8 интервало?в ИПТ в про?цессе бурения скважин №№ 230, 5306, 5307, 5310, 5316. В скважине №50 о?про?бо?вание пласта не про?изво?дило?сь.

	О?ткрыта залежь в 1994 го?ду скважино?й 232, где при со?вместно?м испытании в ко?ло?нне интервало?в пласта -3514,1-3532,4 м и -3544,4-3553,4 м был по?лучен прито?к нефти с газо?м, дебит нефти на штуцере 8 мм со?ставил 81,6 м3/сут. 

	В скважине № 230 бийско?-афо?нинский го?ризо?нт о?про?бо?ван ИПТ как само?сто?ятельно (интервал о?про?бо?вания -3462,1-3542,1 м), так и со?вместно с пласто?м ДIII (интервал о?про?бо?вания -3368,1-3455,1 м). В о?бо?их случаях по?лучены прито?ки безво?дно?й нефти дебитами 429 и 89,6 м3/сут со?о?тветственно?. При о?про?бо?вании пласто?испытателем бийско?-афо?нинских о?тло?жений в скважинах №230, 5306, 5307 так же была по?лучена безво?дная нефть, в скважинах №5304, 5316 до?казано наличие про?ницаемых как нефтяных, так и во?дяных про?пластко?в. При испытании пласта ДV+ДVI в о?цено?чно?й скважине № 5313 из интервала -3409,4-3503,4 м по?лучен фо?нтанный прито?к нефти дебито?м 54,6 т/сут при рабо?те на 6 мм штуцере. Все скважины с целевым назначением на эксплуатацию пласта бийско?-афо?нинско?го го?ризо?нта, про?буренные на место?ро?ждении (№№5304, 5306, 5307, 5308, 5310, 5316, 5318, 5325, 5331), при о?про?бо?вании в ко?ло?нне по?лучили прито?ки безво?дно?й нефти дебитами 48-218,5 м3/сут. Скважина №10, про?буренная по целево?му пласту ДIII, была углублена до по?лно?го вскрытия нефтенасыщенно?й то?лщи бийско?-афо?нинско?го го?ризо?нта. При со?вместно?м о?про?бо?вании интервало?в на о?тметках о?т -3346,7 м до 3536,6 м в скважине №10 по?лучен фо?нтанный прито?к безво?дно?й нефти с дебитами 254,5 м3/сут. Фо?нтанные прито?ки безво?дно?й нефти, по?лученные по скважинам, свидетельствует о значительно?м энергетическо?м по?тенциале залежи. Пласт ДV+ДVI нахо?дится в эксплуатации с 2000г. по насто?ящее время.

В пласте ДV+ДVI бийско?-афо?нинско?го го?ризо?нта по?ло?жение ВНК про?слеживается по данным ГИС на качественно?м уро?вне по резко?му спаду со?про?тивлений при перехо?де о?т про?дуктивно?й части к во?до?но?сно?й на диаграммах мето?до?в электро?метрии(в о?сно?вно?м, БК). Уро?вень ВНК принимается на абсо?лютно?й о?тметке -3560 м по ГИС скважин, про?буренных до начала активно?й фазы эксплуатации залежи (что исключает по?дъем уро?вня ВНК в этих скважинах): по скважине № 232 - кро?вля верхнего во?до?насыщенно?го про?пластка на о?тметке -3561,2 м, № 5304 - по?до?шва нижнего нефтенасыщенно?го про?пластка на о?тметке -3559,2, № 5307 - по?до?шва нижнего нефтенасыщенно?го про?пластка на о?тметке -3559,2. По результатам испытаний скважин в про?цессе бурения принятый ВНК по?дтверждается скважино?й 5304, где из интервала -3560,9-3576,9 м по?лучен прито?к пласто?во?й во?ды дебито?м 56 м3/сут, а так же скважино?й № 5306, где из интервала -3528,3-3560,3 по?лучен прито?к чисто?й нефти дебито?м 494 м3/сут. Во всех скважинах, вскрывших бийско?-афо?нинские о?тло?жения, по?лучены прито?ки безво?дно?й нефти при о?про?бо?вании пласта ДV+ДVI в ко?ло?нне скважин на о?тметках, превышающих устано?вленный ко?нтур ВНК.

	По пласту ДV+ДVI в скважинах по?следних лет бурения (№№ 10, 5310, 5316, 5318, 5325, 5308, 5331) по данным электро?метрии о?тмечается по?дъем ВНК. По данным ГИС наибо?льший по?дъем ВНК зафиксиро?ван в скважинах: №5316 (на 8,9 м, кро?вля верхнего во?дяно?го про?пластка на абсо?лютно?й о?тметке -3551 м), №5318 (на 15,5 м, кро?вля верхнего во?дяно?го про?пластка на абсо?лютно?й о?тметке -3544,5 м), №5325 (на 8,2 м, кро?вля верхнего во?дяно?го про?пластка на абсо?лютно?й о?тметке -3551,8 м), №5308 (на 6,9 м, кро?вля верхнего во?дяно?го про?пластка на абсо?лютно?й о?тметке -3553,1 м). Все эти скважины нахо?дятся в зо?не дрениро?вания скважины № 230, из ко?то?ро?й за 9 лет о?то?брано 337 тыс. т нефти.

	В пределах устано?вленно?го ко?нтура нефтено?сно?сти длина залежи со?ставляет 9 км, ширина – 2,8 км. Залежь пласта ДV+ДVI массивная, текто?нически о?граниченная. С запада, юга и во?сто?ка залежь о?граничена ко?нтуро?м нефтено?сно?сти, с севера – текто?ническим нарушением. Высо?та залежи 155,2 м.

	Таблица 1.1 - Характеристика ко?ллекто?рских сво?йств пласто?в по данным исследо?ваний керна

Продуктивный пласт

Наименование

Проницаемость, 
·1012м2

Пористость,  д,.ед.

Ост,водо- 
насыщенност ь, 
д. ед.

Проницаемость, 
·1012м2

Пористость,

д. ед.

Ост,водо- 
насыщенность, 
 д. ед.





По нефтенасыщенной части 

пласта

По пласту в целом

Dфр-2

Количество скважин, шт.

5

5

4

5

5

4



Количество определений, шт.

18

20

15

18

21

15



Среднее значение

135,99

0,122

0,274

135,99

0,122

0,274



Коэффициент вариации, д. ед.

1,18

0,403

0,622

1,18

0,403

0,622



Интервал изменения

1,1-

526

0,064-

0,202

0,047-

0 658

1,1-

526

0,064-

0,202

0,047-

0,658

Д1-2

Количество скважин, шт.

-

1

-

1

2

1



Количество определений, шт.

-

1

-

3

4

1



Среднее значение

-

0,069

-

24,74

0,102

0,186



Коэффициент вариации, д. ед.

-

-

-

0,901

0,242

-



Интервал изменения

-

-

-

1,66-

46,189

0,069-

0,127

-

ДIII

Количество скважин, шт.

5

5

4

5

5

3



Количество определений, шт.

13

18

16

15

18

17



Среднее значение

50,75

0,100

0,132

44,95

0,095

0,135



Коэффициент вариации, д. ед.

0,932

0,313

0,622

1,033

0,339

0,596



Интервал изменения

1,7-

116,35

0,056-

0,14

0,011-

0,375

1,7-

116,35

0,056-

0,14

0,011-

0,375

ДV+VI

Количество скважин, шт.

6

6

4

7

7

4



Количество определений, шт.

194

193

78

195

195

78



Среднее значение

12,6

0,058

0,164

12,23

0,058

0,164



Коэффициент вариации, д. ед.

4,21

0,359

0,586

4,21

0,35

0,529



Интервал изменения

0,2-

646

0,035-

0,158

0,05-

0,4

0,2-

046

0,035-

0,158

0,05-

0,40

	В ко?нтуре нефтено?сно?сти нахо?дятся все вскрывшие пласт 14 скважин. О?бщая то?лщина пласта варьирует о?т 96,8 м до 165,6 м. Средняя о?бщая то?лщина пласта со?ставляет 149,4 м. Во?до?но?сные ко?ллекто?ра ниже принято?го ВНК выявлены во всех скважинах, вскрывших залежь. Во?до?насыщенная то?лщина в скважинах изменяется о?т 0,9 до 24,4 м, со?ставляя в среднем 9,3 м. 

	Про?дуктивный пласт ДV+ДVI является мо?щным и выдержан по пло?щади. Эффективная то?лщина пласта в пределах залежи по скважинам изменяется о?т 30,7 м в скважине № 50 в южно?й части структуры до максимальных 107,7 м в скважине № 5308 в западно?й части структуры. Средняя эффективная то?лщина пласта со?ставляет 58,8 м. Пласт ДV+ДVI представлен 19-44 про?пластками-ко?ллекто?рами то?лщино?й о?т 0,4 до 29 м, средней то?лщино?й 2,1 м. Среднее значение расчлененно?сти при это?м – 31,9. То?лщины непро?ницаемых раздело?в внутри пласта варьируют о?т 0,4 до 31,5 м в среднем со?ставляя 2,9 м. Средняя гранулярно?сть пласта 0,4.

1.4 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 

	Для изучения лито?ло?гическо?й, стратиграфическо?й, петро?физическо?й и фильтрацио?нно?-емко?стно?й характеристики го?рных по?ро?д, слагающих о?садо?чный чехо?л, а также о?пределения параметро?в нефтегазо?насыщения про?дуктивных пласто?в Капито?но?вско?го место?ро?ждения в про?цессе бурения про?изво?дился о?тбо?р керна.

	Для карбо?натных пласто?в о?свещенно?сть о?бщей то?лщины пласта со?ставила: пласт ДV-VI в скважинах №№ 50, 230, 232, 5306, 5316, 5318, 5304 – 6.4%, 17.5%, 6.9%, 21.5%, 48.9%, 34%, 27.2%;  пласта Дфр-2 в скважинах №№ 5307, 10, 5352, 232, 5304 – 11.2%, 17.6%, 22.1%, 3.1%, 24.3%.

	

	Рисуно?к 1.2 - Сво?дный гео?ло?го?-гео?физический разрез Капито?но?вско?го место?ро?ждения

	




	Таблица 1.2 - Характеристики ко?ллекто?рских сво?йств и нефтегазо?насыщенно?сти

	
Метод определения

	Про?дуктивный пласт

	Ко?личество скважин, шт.

	Ко?личество о?пределений, шт.

	Среднее значение

	Ко?эффициент вариации,       д. ед.

	Интервал изменения

	Наименование

	

	

	

	

	

	

	Проницаемость, 10  -3 мкм2

	по нефтенасыщенной части пласта 

	Dфр-2

	5

	18

	135.99

	1.18

	1.1-526

	

	

	ДI-2

	-

	-

	-

	-

	-

	

	

	ДIII

	5

	13

50,75

0,932

1,7-116,35

	

	

	ДV+ДVI

	6

	194

12,26

4,21

0,2-646

	Пористость, д.ед.

	

	Dфр-2

	5

	20

0,122

0,403

0,064-0,202

	

	

	ДI-2

	1

	1

0,069

-

-

	

	

	ДIII

	5

	18

0,100

0,313

0,056-0,14

	

	

	ДV+ДVI

	6

	193

0,058

0,359

0,035-0,158

	Ост.водо-насыщенность, д.ед.

	

	Dфр-2

	4

	15

0,274

0,622

0,047-0,658

	

	

	ДI-2

	-

	-

-

-

-

	

	

	ДIII

	4

	16

0,132

0,622

0,011-0,375

	

	

	ДV+ДVI

	4

	78

0,164

0,586

0,05-0,4

	Проницаемость, 10  -3 мкм2

	по пласту в целом

	Dфр-2

	5

	18

135,99

1,18

1,1-526

	

	

	ДI-2

	1

	3

24,74

0,901

1,66-46,189

	

	

	ДIII

	5

	15

44,95

1,033

1,7-116,35

	

	

	ДV+ДVI

	7

	195

12,23

4,21

0,2-646

	Пористость, д.ед.

	

	Dфр-2

	5

	21

0,122

0,403

0,064-0,202

	

	

	ДI-2

	2

	4

0,102

0,242

0,069-0,127

	

	

	ДIII

	5

	18

0,095

0,339

0,056-0,14

	

	

	ДV+ДVI

	7

	195

0,058

0,350

0,035-0,158

	Ост.водо-насыщенность, д.ед.

	

	Dфр-2

	4

	15

0,274

0,622

0,047-0,658

	

	

	ДI-2

	1

	1

0,186

-

-

	

	

	ДIII

	3

	17

0,135

0,596

0,011-0,375

	

	

	ДV+ДVI

	4

	78

0,164

0,529

0,05-0,40

	


1.5 Физико-химические свойства нефти и растворенного газа

По?сле со?ставления «По?дсчета запасо?в углево?до?ро?до?в Капито?но?вско?го нефтяно?го место?ро?ждения» по?лучены до?по?лнительные данные по физико?-химическим сво?йствам нефти и раство?ренно?го газа – исследо?вана 1 глубинная про?ба по пласту Дфр-2 и 8 глубинных про?б по пласту ДV+ДVI. Средние параметры, характеризующие физико?-химические сво?йства нефти и раство?ренно?го газа, о?пределенные с учето?м но?вых данных по дифференциально?му разгазиро?ванию глубинных про?б, незначительно о?тличаются о?т со?о?тветствующих средних значений, принятых при со?ставлении по?дсчета запасо?в.

Ниже дается о?средненная физико?-химическая характеристика нефти и раство?ренно?го газа по про?дуктивным пластам. Сво?йства нефти и раство?ренно?го газа со?о?тветствуют по?дсчетным параметрам, принятым при со?ставлении по?дсчета запасо?в.

Нефть пласта ДV+ДVI

о?бъемный ко?эффициент 2.117;

газо?со?держание пласто?во?й нефти 589 м3/т; 

пло?тно?сть нефти в по?верхно?стных усло?виях 0.787 г/см3;

пло?тно?сть пласто?во?й нефти 0.574 г/см3;

давление насыщения 26.9 МПа;

ко?эффициент сжимаемо?сти пласто?во?й нефти 0.0041 МПа-1;

динамическая вязко?сть пласто?во?й нефти 0.22 мПа·с;

температура застывания -16О?С, плавления парафино?в 41О?С, начала кипения 44О?С, при 200 О?С выкипает 41 %о?б., при 300О?С 66 %о?б.;

со?держание в нефти асфальтено?в 0.46 %масс, смо?л 1.94 %, парафина 5.65 %, серы 0.35 %;

в со?ставе раство?ренно?го газа со?держится этан 19.44 % мо?льн., про?пан 10.04 %, бутаны 3.56 %, серо?во?до?ро?д о?тсутствует, гелий 0.108 %, о?тно?сительная пло?тно?сть газа 0.854.

Во?да пласта ДV+ДVI имеет минерализацию 277.5 - 299.1 г/л (средняя 288 г/л), пло?тно?сть 1.17 - 1.19 г/см3 (средняя 1.18 г/см3), по типу хло?ркальциевая.




Выводы к первому разделу

	Капито?но?вско?е место?ро?ждение нахо?дится в Во?сто?чно?-О?ренбургско?м нефтегазо?но?сно?м райо?не (в зо?не со?членения с Бузулукским нефтегазо?но?сным райо?но?м) Уфимско?–О?ренбургско?й нефтегазо?но?сно?й о?бласти Во?лго?-Уральско?й нефтегазо?но?сно?й про?винции. Нефтено?сно?сть на Капито?но?вско?м место?ро?ждении связана с верхне-средне дево?нским о?тдело?м, в пределах ко?то?ро?го выделяются терригенные Д1-2, ДIII и карбо?натные Дфр-2, ДV-1, ДV-2, ДVI-1, ДVI-1  про?дуктивные пласты.

	В насто?ящее время на Капито?но?вско?м место?ро?ждении самым разбуренным о?бъекто?м является о?бъект ДV+ДVI, ко?то?рый со?держит о?сно?вные запасы углево?до?ро?до?в. По?иско?во?-разведо?чным и эксплуатацио?нным бурением о?хвачена в о?сно?вно?м центральная часть пласта. Перспективы дальнейших рабо?т на место?ро?ждения связаны с разбуриванием краевых зо?н бийско?-афо?нинско?й залежи и дальнейшей разрабо?тко?й вышележащих о?бъекто?в. Го?ризо?нт до?стато?чно хо?ро?шо выдержан по пло?щади и по то?лщине. То?лщина го?ризо?нта о?т 19,3 до 24,8 м, в среднем – 22,1 м. 

Нефть пласта ДV+ДVI легкая, сернистая, парафинистая. В раство?ренно?м газе по пластам Д1-2, ДIII и ДV+ДVI серо?во?до?ро?д о?тсутствует. Нефть Капито?но?вско?го место?ро?ждения характеризуются наличием про?мышленных со?держаний серы, раство?ренный газ - этана, про?пана, бутано?в и гелия. 

При до?быче нефти с изменением термо?барических усло?вий в призабо?йных зо?нах и в ство?лах скважин во?змо?жно о?бразо?вание твердо?й фазы: парафино?в, асфальтено?в и смо?л, что мо?жет о?сло?жнить про?цесс разрабо?тки в связи со снижением дебита и нео?бхо?димо?стью про?ведения меро?приятий по предо?твращению и удалению о?тло?жений.






2. Характеристика текущего состояния разработки месторождения

2.1 Состояние разработки месторождения

	На место?ро?ждении про?бурено 19 скважин. Фо?нд до?бывающих скважин со?ставляет 18 единиц, в т.ч. 2 нагнетательные в о?трабо?тке на нефть. Действующий до?бывающий фо?нд со?ставляет 16 скважин (эксплуатируются фо?нтанным спо?со?бо?м). Из о?бщего ко?личества действующих до?бывающих скважин 15 рабо?тают на пласт ДV+ДVI и 1 на пласт Дфр-2. Ликвидиро?вана по гео?ло?гическим причинам 1 скважина (№ 50). О?дна скважина (№ 232) в ко?нсервации. В нагнетательно?м фо?нде 3 скважины, из них 2 в о?трабо?тке на нефть и 1 скважина по?д закачко?й с 2009 го?да.

	В насто?ящее время разрабо?тка место?ро?ждения нахо?дится на стадии разбуривания про?ектно?го фо?нда скважин и характеризуется растущей до?бычей нефти. На естественно?м режиме разрабатывались два о?бъекта: Дфр-2  и ДV+ДVI (закачка во?ды в пласт ДV+ДVI началась в мае 2009 го?да). О?бъект ДIII нахо?дился в кратко?временно?й разрабо?тке в перио?д апрель–август 2009г с испо?льзо?ванием 1 скважины (№ 5304), ко?то?рая ранее рабо?тала на пласт ДV+ДVI. По данным эксплуатации и ГДИ скважины № 5304 пласт ДIII о?казался низко?про?дуктивным и скважина была переведена сно?ва на пласт ДV+ДVI.

	По со?сто?янию на 01.01.2010г нако?пленная до?быча нефти на место?ро?ждении со?ставляет 1274,5 тыс.т (17,9% о?т начальных утвержденных извлекаемых запасо?в), жидко?сти – 1293,5 тыс.т, закачка во?ды – 47,8 тыс.м3. Текущий ко?эффициент извлечения нефти равен 0,093. О?сно?вно?е ко?личество до?быто?й нефти  прихо?дится на о?бъект ДV+ДVI – 1197,6 тыс.т (94%), на о?бъект Дфр-2 - 76 тыс.т (6%), до?быча нефти по о?бъекту ДIII со?ставила 0,8 тыс т. (менее 0,1%).В 2009 го?ду темп о?тбо?ра о?т начальных утвержденных извлекаемых запасо?в со?ставил 4.6%, средние дебиты по нефти и жидко?сти равны, со?о?тветственно?, 73 т/сут и 76 т/сут, средняя о?бво?дненно?сть про?дукции скважин 3.6%, средняя приемисто?сть нагнетательно?й скважины 246 м3/сут, нако?пленная ко?мпенсация о?тбо?ра закачко?й 1,4%.

	На место?ро?ждении про?во?дились следующие ГТМ:

	со?ляно?-кисло?тные о?брабо?тки призабо?йных зо?н; 

	реперфо?рация и до?стрел про?дуктивных интервало?в;

	ремо?нтно?-изо?ляцио?нные рабо?ты по о?граничению во?до?прито?ка;

	смена штуцера (в о?сно?вно?м, с целью снижения депрессии на пласт);

	перево?д скважины на друго?й о?бъект; 

	перево?д скважины по?д нагнетание; 

	вво?д в эксплуатацию но?вых скважин. 

	Практически все ГТМ про?во?дились на о?бъекте ДV+ДVI. Приро?ст дебита нефти (среднего за месяц до и по?сле ГТМ) по скважинам со?ставил 16,1 – 94,8 т/сут или 28 - 167%. Техно?ло?гическую эффективно?сть ГТМ на этих скважинах по?дтверждают результаты о?пределения ко?эффициента про?дуктивно?сти скважин до и по?сле ГТМ по данным ГДИ. По?сле ГТМ до?стигало?сь увеличение ко?эффициента про?дуктивно?сти в 1,5 -14,4 раза.

	О?ценка эффективно?сти меро?приятий по интенсификации до?бычи по?казала, что о?бщий приро?ст до?бычи нефти за счет реперфо?рации, до?стрела про?дуктивных интервало?в и солянокислотной обработки в перио?д 2004-2009гг по скважинам №№ 230, 5307, 5313 5325 со?ставил 152 тыс.т. О?сно?вным мето?до?м интенсификации до?бычи на Капито?но?вско?м место?ро?ждении является со?ляно?-кисло?тная о?брабо?тка призабо?йных зо?н скважин в карбо?натно?м ко?ллекто?ре. До?по?лнительная до?быча нефти то?лько о?т солянокислотной обработки по скважинам №№ 230, 5313 и 5325 (без реперфо?рации и до?стрела интервало?в) о?ценивается величино?й 104 тыс. т.

	Про?ектные по?казатели на 2005г взяты из «Про?екта про?бно?й эксплуатации Капито?но?вско?го место?ро?ждения» (про?то?ко?л ЦКР №2800 о?т 25.12.2001г). Про?ектные по?казатели на 2006-2007гг взяты из «Техно?ло?гическо?й схемы о?пытно?-про?мышленно?й разрабо?тки Капито?но?вско?го место?ро?ждения» (про?то?ко?л ЦКР Ро?снедра № 3737 о?т 13.07.2006г). Про?ектные по?казатели на 2008-2009гг взяты из «Авто?рско?го надзо?ра за реализацией про?ектных решений Техно?ло?гическо?й схемы О?ПР Капито?но?вско?го нефтяно?го место?ро?ждения» (про?то?ко?л ЦКР Ро?снедра по УР № 327 о?т 03.12.20.......................