Запаси вільного газу категорії С1 складають 759, категорії С2 – 329 млн.м3, запаси конденсату категорії С1 – 109/83, С2 – 47/36 тис.т.

3.ПІДГОТОВКА ГЕОЛОГО-ПРОМИСЛОВОЇ І ТЕХНІКО-

ЕКОНОМІЧНОЇ ОСНОВИ З ПРОЕКТУВАННЯ РОЗРОБКИ

3.1 Аналіз результатів гідродинамічних досліджень свердловин і пластів, характеристика їх продуктивності та режимів

Цільових гідрогеологічних досліджень з встановлення розмірів за контурної частини та її зв’язку з покладами вуглеводнів не проводилось, свердловини-п’єзографи на родовищі відсутні. Хімічний склад пластових вод, їх висока мінералізація поряд з низькою сульфатністю, значні дебіти водяних прошарків, результати пробної експлуатації покладів вказують на відсутність активних водонапірних систем в палеогеновому комплексі порід. За цих умов експлуатаційні об’єкти олігоцену розробляються на природніх режимах виснаження пластової енергії, окрім верхньо-середньоменілітових покладів VI блоку Довбушанської та V, VI блоків Бистрицької складок, де проводиться часткова ППТ закачкою в пласт води. Фонд видобувних свердловин експлуатується з низькими поточними дебітами нафти, які становлять 0,4 – 1,5 т/доб при мінімальній обводненості продукції (1,3 – 3,6)% і газових факторах біля 1000 м3/т. Через низькі фільтраційні характеристики колекторів середні робочі депресії по свердловинах Довбушанської, Бистрицької і Південно-Бистрицької складок становлять відповідно 7,8 Мпа, 7,7 Мпа, 6,9 Мпа, загальна неоднорідність спричиняє їх коливання видобуток широких межах – від 13 МПа до 2,5 – 3,0 МПа.

Основним способом експлуатації свердловин є глибинно-насосний – 36 свердловин діючого фонду обладнані насосами НГВ1-32, середньою глибиною їх спуска 2010 м для Бистрицької складки. Гідродинамічні дослідження свердловин проводяться, переважно, під час підземних капітальних ремонтів шляхом зняття КВТ з визначенням по ній параметрів пласта, пластові тиски контролюються також прямими замірами.

Середні значення продуктивності, проникності і гідро провідності і т.і.по об’єктах Довбушанської, Бистрицької і Південно-Бистрицької складок

Таблиця 3.1 Результати дослідження свердловин та пластів

Параметри | Блоки

II | IV | V | VI | VIII

Початковий пластовий тиск, МПа | 20,5 | 22 | 23,9 | 30,8 | 35,9

Пластова температура, оС | 51,5 | 53 | 56 | 69,5 | 94,5

Геотермічний градієнт, оС | 2,2 | 2,2 | 2,2 | 2,2 | 2,4

Дебіт нафти на 01.01.1998, т/доб | 0,6 | 0,5 | 0,5 | 0,7 | 0,3

Обводненість, % | - | - | - | - | -

Газовий фактор, м3/т | 1140 | 1000 | 1060 | 1010 | 1135

Питома продуктивність,10т/м доб МПа | 0,04 | 0,04 | 0,08 | 0,05 | 0,09

Питома приймальність,10м3/м доб МПа | - | - | 4,5 | 4,2 | -

Проникність, 10-15 м3 | 0,9 | 1,0 | 2,2 | 1,4 | 2,5

Гідропровідність, 10-12 м2 м/(Па с) | 0,012 | 0,013 | 0,031 | 0,019 | 0,007

родовища наведені видобуток таблиці 2.1. Величини пластових тисків, температур наведені до середньої глибини залягання покладів (табл. 2.2), питома продуктивність розрахована по середньому значенню ефективності нафтонасиченої товщини кожного об’єкта-блока.

2.Аналіз поточного стану розробки та ефективності застосування методів підвищення нафтовилучення

2.1 Аналіз структури фонду свердловин і їх поточних дебітів, технологічних показників розробки ,пластового тиску в зонах відбору і закачки

За структурним принципом Довбушансько-Бистрицьке родовище об’єднує нафтові, нафтогазові, газонафтові та газові поклади відкладів олігоценового віку трьох антиклінальних складок – Довбушанської, Бистрицької і Південно-Бистрицької. Чисельні порушення переважно поперечні, що трасують по тілу всіх складок, утворюють 9 тектонічних блоків, в яких містяться вуглеводневі поклади, різні за розмірами, категорійністю запасів, ступенем розбуреності та освоєння.

Бистрицька структура

У відкладах палеогену налічується 9 покладів в т.ч. 8 – нафтових і1 – газовий. Поклади у блоках розміщено:

верхньо-середньоменілітова підсвіта: нафтові поклади I, II, III, IV, V, VI, VIII блоків;

нижньоменілітова підсвіта: нафтовиц поклад III блоку;

вигодська світа еоцену: газовий поклад VI блоку.

Запаси нафти у блоках III, IV, V /MI3+2/ та III /MI1/ повністю віднесені до категорії С1, у блоках II, IV, VIII /MI3+2/ - частково до категорії С2, у блоках I /MI3+2/ і VI /vg/ - повністю до категорії С2. станом на 1.01.1998 р. на структурі пробурено 31 свердловину. Свердловини 61, 62, 73 експлуатують поклади Довбушанської складки , в свердловинах 6, 12, 14, 15, 16, 17, 67 колектори Бистрицької структури водонасичені, свердловини 68, 98 контрольні, 65, 70 – нагнітальні, решта 17 свердловин у видобувному фонді. В свердловинах 7, 20, 56 і 68 верхньо-середньоменілітова відклади Бистрицької складки експлуатуються сумісно з верхньо-середньоменілітовими Південно-Бистрицької. Розподіл продукції по складках виконано по відношенню параметрів mh колекторів обох складок.

В свердловині 68 з нижньоменілітових відкладів одержано приплив нафти дебітом 0,9 т/доб і води 2 т/доб, поклад блокуIII /MI1/ не експлуатується.

Видобувні свердловини обладнані під глибинно-насосну експлуатацію, крім свердловин 13 і 20, які продовжують фонтанувати із дебітами 0,6-0,3 т/доб. Найбільший поточний дебіт мають свердловини №№51, 88, 128 – 0,9 т/доб, решта - в середньому 0,6т/доб.

Максимально накопичений видобуток нафти одержано свердловинами 51, 53 – 46,6 і 35,5 тис.т (разом 34,4 від загального по структурі). Нафтовий поклад верхньо-середньоменілітових відкладівIIблоку введено в розробку свердловиною 13 – 03.1985 р. після 3 місяців експлуатації з дебітом 0,1 – 0,2 т/доб свердловина до кінця 1988 р. використовувалась як контрольна і відновила видобуток 12.1988 р. з дебітом нафти 1 т/доб, який до 1990 р. збільшився до 3 т/доб. Після досягнення максимального видобутку 0,97 тис.т в 1990 р. дебіт поступово зменшувався і на кінець 1997 р. становив 0,5 т/доб при одночасному рості газового фактору