- •Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
- •Реферат.
- •Введение
- •Геологическая часть
- •1.1. Общие сведения о месторождении
- •Обзорная карта-схема территории месторождения
- •1.2. Орогидрография
- •1.3 Стратиграфия
- •Девонская система
- •Каменноугольная система
- •Пермская система
- •1.4 Тектоника
- •1.5 Нефтегазоводоносность
- •Характеристика толщины пластов
- •Статистические показатели характеристик неоднородности пластов
- •1.6 Коллекторские свойства пласта
- •Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пласт д1
- •Геолого-физическая характеристика пласта д1
- •1.7 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
- •1.7.1 Свойства и состав нефти и газа
- •Свойства пластовой нефти и воды
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •Физико-химические свойства и фракционный состав газа
- •1.7.2 Свойства и состав воды
- •Содержание микрокомпонентов в водах продуктивных пластов
- •Содержание ионов и примесей в пластовой воде
- •1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемном методом
- •Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту
- •2 Технологическая часть
- •2.1 Основные решения проектных документов.
- •2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации
- •Показатели разработки пласта
- •2.2.1 Анализ обводнености пласта в первой стадии разработки
- •Эффективность геолого-технических мероприятий
- •2.3 Характеристика системы воздействия на пласт
- •2.3.1. Анализ изменения энергетического состояния залежи.
- •2.4. Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа.
- •2.4.1. Характеристика фонда скважин
- •Характеристика фонда скважин (1.01.2013 г.)
- •2.4.2. Анализ отборов нефти, жидкости и дебитов скважин.
- •2.4.3 Анализ обводнения залежи.
- •2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.
- •Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- •2.6 Определение эффективности разработки нефтяной залежи расчетными методами.
- •2.6.1 Анализ степени выработки и подсчета кин с помощью карты остаточных, эффективных нефтенасыщенных толщин.
- •Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта.
- •Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта.
- •2.8. Рекомендуемые мероприятия
2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации
На основании таблицы показателей разработки пласта Д1 месторождения (таблица 2.1) можно выделить три стадии разработки анализируемого объекта.
I – стадия разработки называется начальной, началась с 1960 по 1989. Характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством, ростом добычи нефти с 46,0 тыс. т. до 179,8 тыс.т темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Разработка пласта Д1 началась в 1960 году путем ввода в эксплуатацию трех скв.3, 5, 36, со средним дебитом по нефти 101,4 т/сут, обводненностью 8,8%. Более активное разбуривание началось к 1973 году, когда фонд добывающих скважин достиг 12 единиц. В процессе эксплуатации залежи пласта Д1 наблюдалось снижение пластового давления, поэтому по рекомендации проектного документа в 1975 году была начата закачка воды в скв.265, которая была переведена из добывающих с пласта Д1. Поддержание пластового давления началось на первой стадии в 1983 году. Обводненность растет от 8,8% до 44.4%.
Накопленная добыча нефти к концу I стадии составила 2033.8 тыс.т., накопленная жидкости 3678.8 тыс.т. Годовая добыча жидкости 323.1 тыс.т, годовая добыча нефти 179.8 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 3,7 %. Текущая нефтеотдача 0,249, степень выработки 41.7%, обводненость 44.4%. Фонд добывающих скважин 20, нагнетательных 2. Годовая закачка воды 91.84 тыс.м3, накопленная закачка воды 607.03 тыс.м3
II- стадия 1990 по 1991 год. Характеризуется максимальной добычей нефти 229,5 тыс. т в 1991 год. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин.
Нарастание отборов жидкости весь период разработки залежи происходило медленно, и максимальная добыча была достигнута в 1991 году, составив 229,5 тыс. т нефти,427,4 тыс.т. жидкости при темпе отбора от начальных извлекаемых запасов 4,7 %, к этому моменту фонд добывающих скважин был тоже на уровне максимальной отметки – 24 единицы.
Накопленная добыча нефти к концу II стадии составила 2462.2 тыс.т., накопленная жидкости 4445.2 тыс.т. Годовая добыча жидкости 427.4 тыс.т, годовая добыча нефти 229.5 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 4,7 %. Текущая нефтеотдача 0.301, степень выработки 50.5, обводненость 46.3%. Фонд добывающих скважин 24, нагнетательных 2. Годовая закачка воды 195.34 тыс.м3, накопленная закачка воды 925.2тыс.м3
Рост отборов жидкости и нефти при относительной стабилизации соответствующих дебитов и небольшом росте обводненности.
В этот период введен в эксплуатацию основной фонд скважин (24 добывающие и 1 нагнетательных) и фактически заканчивается формирование системы разработки.
К концу этапа годовые объемы добычи нефти достигли максимальных значений, возросли годовые отборы жидкости; увеличение объемов закачки способствовало росту пластового давления до 21,7МПа.
III - стадия – падающей добычи нефти, началась с 1992 года по 2011 год. Характеризуется интенсивном снижении темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения скважин.
В 2004 году в качестве закачиваемого агента вместо пресной, стала использоваться сточная вода. Пик в закачке был достигнут в 1996 году и составил 296,7 тыс.м3, при текущей компенсации отбора жидкости 85,1 % , приемистости нагнетательных скважин 306,5 м3/сут и фонде нагнетательных скважин – 3 единицы.
Накопленная добыча нефти к концу III стадии составила 4258.4 тыс.т., накопленная жидкости 11214.6 тыс.т. Годовая добыча жидкости 344.8 тыс.т, годовая добыча нефти 49.4 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 1,0 %. Текущая нефтеотдача 0.520, степень выработки 87.4, обводненость 85.7%. Фонд добывающих скважин 10, нагнетательных 1. Годовая закачка воды 76.432 тыс.м3, накопленная закачка воды 4111.169тыс.м3
IV-ая завершающая, конечная стадия разработки. Началась с 2012 года. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти и увеличение обводненности.
Накопленная добыча нефти на 01.01.2013 составляет 4295.7 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,8%. Текущая нефтеотдача 0,525. В 2012 г. в залежь закачано 74,4 тыс. м3 воды, компенсация отбора жидкости закачкой составила 23,9 % при фонде нагнетательных скважин 1 единица. Приёмистость нагнетательной скважины составила 250,4 м3/сут. Всего на 01.01.2013 г. в залежь было закачано 4185,6 тыс.м3 воды, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 37,1%.
Таблица 2.1