На месторождении «Банка Дарвина» начато бурение новой скважины

Aktovegin · September 28, 2011

, 27 сен – 1NEWS.AZ

Управлением морских буровых работ «Нефтяные камни» Треста комплексных буровых работ Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) начато бурение очередной скважины с новой платформы №620 месторождения «Банка Дарвина».

Как передает 1news.az со ссылкой на сообщение SOCAR, проектная глубина скважины №678 составляет 1300 метров.

Ожидается, что дебит скважины составит 6 тонн нефти в сутки.

Платформа №620 предназначена для бурения 20 скважин средней глубиной 1350 м и дебитом 5 тонн нефти в сутки каждая.

В январе текущего года SOCAR дала старт бурению с платформы первой скважины - №677 с проектной глубиной 1280 метров и ожидаемым суточным дебитом 5 тонн нефти. Бурение второй скважины - №620 глубиной 1270 метров было начато в апреле. Ожидается, что скважина будет давать 6 тонн нефти в сутки.

Месторождение «Банка Дарвина», располагающееся в море в 6 км от острова Пираллахи (бывший о. Артем), эксплуатируется с 1950-х гг., и имеет остаточные запасы в 3 млн. тонн нефти и 0,5 млрд. кубометров газа. За 50 лет здесь добыто 16,2 млн. тонн нефти. На месторождении имеется вся инфраструктура для добычи и транспортировки нефти.

Aktovegin · September 28, 2011

глубина скважин 1300м,то какой горизонт там? Получается месторождене выработано? И уже идет вторая стадия разработки месторождения.

Tehnokrat · September 28, 2011

Прилагаю картинку поперечного разреза этого месторождения.

Из неё видно, что мелкая глубина на которой находятся продуктивные резервуары обусловлена структурным ростом, который сопровождался размывом верхней части продуктивной толщи (верхний плиоцен). Поэтому те стратиграфические единицы, которые в Бакинском архипелаге находятся на глубине 4-7 км, а в Абшеронском архипелаге на глубине 3-4 км, здесь находятся очень близко к поверхности - свод Кирмакинской свиты всего на глубине 500 м., а крылья - 1200-1400 м.

И в сообщении же четко сказано, что месторождение разрабатывается с 1950-х годов и естественно, основные его запасы уже вытащили. Но его особенность в том, что там фактически не было даже второй стадии разработки, т.к. нефть там тяжёлая (925 кг. на куб) и высоковязкая (230 Стс). Соответственно, при таких характеристиках нефти ППД там применять было невозможно, т.к. в пластах не было приемистости нагнетаемой воды и потому банка Дарвина эксплуататировалась на режиме истощения. По этой причине там и обводнённость относительно низкая для такого старого месторождения - на 1 тонну нефти добывают всего 1,5 тонн воды. Т.е. законтурная и подошвенная вода не может проникнуть в нефтяные пласты и водопроявление идёт от связанной в пласте воды. На месторождении Бинагады, например на 1 тонну нефти добывают 35 тонн воды.

На Кюровдаге и Мишовдаге, если не ошибаюсь, на тонну-полторы нефти добывают около 10 тонн воды.

Aktovegin · September 29, 2011

Прилагаю картинку поперечного разреза этого месторождения.

Из неё видно, что мелкая глубина на которой находятся продуктивные резервуары обусловлена структурным ростом, который сопровождался размывом верхней части продуктивной толщи (верхний плиоцен). Поэтому те стратиграфические единицы, которые в Бакинском архипелаге находятся на глубине 4-7 км, а в Абшеронском архипелаге на глубине 3-4 км, здесь находятся очень близко к поверхности - свод Кирмакинской свиты всего на глубине 500 м., а крылья - 1200-1400 м.

И в сообщении же четко сказано, что месторождение разрабатывается с 1950-х годов и естественно, основные его запасы уже вытащили. Но его особенность в том, что там фактически не было даже второй стадии разработки, т.к. нефть там тяжёлая (925 кг. на куб) и высоковязкая (230 Стс). Соответственно, при таких характеристиках нефти ППД там применять было невозможно, т.к. в пластах не было приемистости нагнетаемой воды и потому банка Дарвина эксплуататировалась на режиме истощения. По этой причине там и обводнённость относительно низкая для такого старого месторождения - на 1 тонну нефти добывают всего 1,5 тонн воды. Т.е. законтурная и подошвенная вода не может проникнуть в нефтяные пласты и водопроявление идёт от связанной в пласте воды. На месторождении Бинагады, например на 1 тонну нефти добывают 35 тонн воды.

На Кюровдаге и Мишовдаге, если не ошибаюсь, на тонну-полторы нефти добывают около 10 тонн воды.

да вы правы если там очень низкая проницаемость породы то возможность создания системы ППД осложняется,её создать можно если привлечь хороших спецов и закупить современные реагенты обработки призабойной зоны,для начала проводить кислотные обработки. Получается там идет добыча нефти только в блоках без всяких прорывов воды. Такое месторождение чтобы развивать нужно не мало денег,как всегда СОКАР крысит денежки.

Ну Мушовдаге на тонну приходится меньше чем 10 кубов воды,говорить точно не буду но не такая цифра.

Tehnokrat · September 29, 2011

да вы правы если там очень низкая проницаемость породы то возможность создания системы ППД осложняется,её создать можно если привлечь хороших спецов и закупить современные реагенты обработки призабойной зоны,для начала проводить кислотные обработки. Получается там идет добыча нефти только в блоках без всяких прорывов воды.

Дело не в проницаемости, она там отличная, до 200 мД, а пористость 20-25%. Сама нефть очень вязкая и фактически неподвижная, вода её погнать не может, нужно очень большое давление.

В советское время на соседнем сухопутном месторождении о.Артём применяли с успехом метод подземного горения, когда нагнетали в пласт воздух и поджигали нефть. В результате, в зоне дренажа вязкость нефти снижалась, она становилась подвижной и дебит скважин увеличивался. Но сейчас квалификация для применения подобного метода потеряна.

Aktovegin · September 30, 2011

Дело не в проницаемости, она там отличная, до 200 мД, а пористость 20-25%. Сама нефть очень вязкая и фактически неподвижная, вода её погнать не может, нужно очень большое давление.

В советское время на соседнем сухопутном месторождении о.Артём применяли с успехом метод подземного горения, когда нагнетали в пласт воздух и поджигали нефть. В результате, в зоне дренажа вязкость нефти снижалась, она становилась подвижной и дебит скважин увеличивался. Но сейчас квалификация для применения подобного метода потеряна.

а зачем сжигать нефть если есть раствортели.

Tehnokrat · September 30, 2011

Растворителем высоковязкую нефть вытеснять всё равно не получится, а за счёт внутрипластового горения её вязкость снижается и она становится более подвижной.

Aktovegin · October 1, 2011

Растворителем высоковязкую нефть вытеснять всё равно не получится, а за счёт внутрипластового горения её вязкость снижается и она становится более подвижной.

есть такое понятие как очаговое заводнение и его сочетают с закачкой в пласты кислоты и специальных веществ которые повышают проницаемость породы,но там никто это делать не будет. На забоях погут понижать давления,ввести механизированную эксплуатацию ЭЦН,активно нагнетать воду и активно отбирать жидкость, но все это деньги.