ієвих вод. У групі цих вод іон натрію значно переважає над іоном хлору, води за хімічним складом наближаються до вод, характерним для застійного режиму.
. Зона хлормагніевих вод, простежується не по всіх горизонтів, а тільки там, де затоки мають досить різку конфігурацію. Води характерні для застійного режиму.
. Щільність пластової води горизонту VI, знайдена як середнє значення за результатами досліджень 12 свердловин до 1948 р (року почала закачування води в пласт), становить 1,010 т/м3.
Характеристика мінералізації пластових вод в іонно-еквівалентній формі дана в таблиці 2.5
Таблиця 2.5 - Вміст іонів в пластовій воді Нефтегорськ родовища
Серед. зміст, мг-екв/лГорізонтIIIIIIIVV + VIVIICl - 85,6945109,9116, 1962,27127,86 SO 4 - - 0,10,582,530,390,57 HCO 3 - 108,4354,561,1680,84105,7761,94 Ca ++ 3,251,145,641 , 81,563,03 Mg ++ 5, 190,681,831,610,922,22 Na ++ + K + 185,797,68164,11168,55169,28195,03
3. Особливості розробки Нефтегорськ родовища
3.1 Стан розробки родовища
З моменту відкриття покладів нафти в 1923 році по теперішній час, з метою проектування розробки Нефтегорськ родовища створено і затверджено два технологічні документа:
1. У 1999 р ВАТ Роснефть-Краснодарнефтегаз був складений перший проектний документ Аналіз розробки і прогноз технологічних показників по родовищах ВАТ Роснефть - Краснодарнефтегаз і ТОВ ??raquo; Югнефтегаз на період дії ліцензійних угод raquo ;, виконаний і захищений в ЦКР Роснадра в 1999 році (протокол № 2 414 від 15.09.1999 р.).
Даним проектним документом обгрунтовувалися рівні видобутку, і обсяги експлуатаційного буріння на період дії ліцензійної угоди в цілому по Нефтегорска родовищу без поділу на об'єкти експлуатації.
Основні проектні решеня передбачали буріння 16 нових видобувних свердловин в період з 1999-2002 рр.
. У 2007 р ТОВ ??laquo; НК Роснефть -НТЦ виконаний Авторський нагляд за виконанням чинного проектного документа на розробку Нефтегорськ родовища на період 2008-2010 рр. (протокол № 4183 від 21.12.2007 р.).
Основні рішення чинного проектного документа:
· Виділення п'яти об'єктів експлуатації (III mkp, IV mkp, VI mkp, VII mkp Центральне поле, VII mkp Павлова гора).
· Система розробки - виборча не рівномірно, поклади розробляються на пружній режимі;
· Проектний фонд свердловин:
o III mkp - 23 видобувних;
o IV mkp - 12 видобувних;
o VI mkp - 24 видобувних, 5 - бездіяльних;
o VII mkp Центральне поле - 2 видобувних;
o VII mkp Павлова гора - 7 видобувних;
o Всього по родовищу - 73 видобувних свердловини.
· Програма геолого-технологічних заходів:
o ГРП - 2 операції;
o Висновок з бездіяльності - 15 операцій;
o Переклади - 7 операцій;
o ОПЗ - 25 операцій.
· Проектні рівні:
Видобутку нафти, тис. т.5,8 7,8 11,9
Видобутку рідини, тис. т.62,8 63,1 65,8
· Затверджений КІН - 0,512 частки од.
У 2010 році затверджений в ДКЗ Роснадра Підрахунок запасів нафти, розчиненого газу і ТЕО КІН Нефтегорськ родовища (протокол № 2238 від 13.09.2010 р) на підставі якого послужило створення нового проектного документа.
Добування нафти та рідини, закачування води
Видобуток нафти на родовищі здійснюється з 1928 року. Основним об'єктом розробки, визначальний видобуток нафти на родовищі, є VI горизонт. У зв'язку з падінням видобутку нафти і з метою відновлення енергетики в 1947 р на VI горизонті розпочато закачування газу, а в 1948 р - води.
За станом на 01.01.2011 р із продуктивних горизонтів Нефтегорськ родовища відібрано 9443 тис. т нафти (на частку VI горизонту доводиться 8898 тис. т або 94%), 18 993 тис. т рідини. Накопичена закачування води склала 5871 тис. М 3, газу - 18904 млн. М 3.
Незважаючи на те, що всі поклади Нефтегорськ родовища відносяться до груп литологически-екранованих та литологически-обмежених, видобуток води істотно перевищує закачку води, що може свідчити про притоках води не з проектних інтервалів.
Поточний коефіцієнт нефтеізвлеченія дорівнює 0,376 (при затвердженому - 0,485), відбір від НИЗ - 7...
