Пути исследования многообъемных штанговых глубинных насосов для замены установки электроцентробежных насосов, страница 7

         Водовмещающие породы межсолевых отложений представлены известняками и доломитами, общей мощностью от 220 м до 553 м. Притоки воды изменяются от 30 м3/сут при динамическом уровне 1000 м до 612 м3/сут при динамическом уровне 412 м. Воды комплекса напорные и относятся к рассолам хлоркальциевого типа с минерализацией 340 – 360 г/л. Рассолы содержат промышленные концентрации брома: 2100 – 2980 мг/л и йода 21 – 72 мг/л. Отмечается высокое содержание стронция: 1740 – 2340 мг/л и аммония 714 –

945 мг/л, причем наиболее высокие концентрации аммония приурочены к скважинам, вскрывшим подошвенные воды. Водорастворенный газ углеводородного состава. Содержание метана изменяется в пределах 70 – 90 % , тяжелых углеводородов – 3,1–7, 2 %.

Концентрация азота составляет 6 – 12 %, причем отмечается преобладание биогенного азота порядка 80 %. Содержание гелия изменяется в пределлах 0,1 – 0,4 %. Температура рассолов зависит от глубины и изменяется в пределах 54 – 680.

         Водовмещающающие породы подсолевого комплекса представлены известняками, доломитами, песчаниками, алевролитами, общей мощностью 242 – 490 м. Притоки воды изменяются в пределах 37 – 362 м 3/сут. Воды подсолевого комплекса относятся к рассолам хлоркальциевого типа. Рассолы характеризуются высоким содержанием аммония–707 мг/л

и промышленными концентрациями брома ( 3200 мг/л ) и йода 31 мг/л.

2. Особенности эксплуатации Осташковического месторождения  .

         2.1.ОБЩИЕ  СВЕДЕНИЯ  О  РАЗРАБОТКЕ  МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

Осташковичское месторождение открыто трестом “Белнефтегазразведка” скважиной 2 в 1965 году. Эксплуатация месторождения начата в 1967 году. С 1969 года месторождение находится в промышленной разработке (приказ № 420 от 02.09.69 г. МНП).

Промышленная нефтеносность на месторождении согласно /3/ связана с отложениями  задонско-елецкого, воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов. На основании подсчета запасов на месторождении выделено два объекта разработки:

I -ый объект - залежь  задонско-елецкого горизонта,

II-ой объект объединяет залежи воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов, разрабатываемые индивидуальной сеткой скважин.

В процессе разработки на основании геолого-технической информации промышленные запасы нефти на месторождении были выявлены также в отложениях петриковского и внутрисолевого прослоя лебедянского горизонтов. Основная величина промышленных извлекаемых  запасов нефти (86.06%) приурочена к отложениям задонско-елецкого горизонта.

По состоянию на 01.01.99 г. в разработке находится внутрисолевой прослой лебедянского горизонта,  межсолевая залежь, включающая отложения задонско-елецкого и петриковского горизонтов, а также подсолевая залежь - отложения воронежского и семилукского горизонтов.

Петриковский горизонт, а также внутрисолевой прослой разрабатываются возвратным фондом задонско-елецкого горизонта.

Разработка месторождения ведется в соответствии с дополнением к проекту разработки /3 /, составленным в 1987 году ГО Укргипрониинефть.

 По состоянию на 01.01.99 г. в действующем добывающем фонде находится 56 скважин, закачка ведется в 10 нагнетательных скважин.

За отчетный период на месторождении пробурена новая скважина216, а также восстановлены в результате забуривания вторых стволов скв-ны255 и 256. Скважина54 находится в обследовании с целью забуривания  второго ствола.

В целом по месторождению в 1998 г. добыто 271.738 тыс.т нефти. Накопленная добыча нефти на 01.01.99 г. составляет 29843.432 тыс.т ( 85.9 % от начальных извлекаемых запасов).

      2.2.АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ  ЗАДОНСКО-ЕЛЕЦКОГО  ГОРИЗОНТА.

           Задонская залежь введена в пробную эксплуатацию в апреле 1967 года скважиной 2,которая продолжалась до марта 1969 года.В течение этого периода были пробурены опережающие скважины 30,31,32 и 33 и доразведка месторождения была закончена . В это время из залежи , которая эксплуатировалась 6 скважинами ,было отобрано 770 тыс.т. безводной нефти .Пластовое давление за это время снизилось на 5,5 МПа, средняя добыча нефти на 1 МПа падения пластового давления составила 130 тыс.т. Дебит нефти по скважинам варьируют в пределах 165-500т/сутки.