- •Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
- •Задание по сбору информации для курсового проекта по дисциплине «разработка нефтяных месторождений»
- •1. Геологическая часть.
- •1.1. Общие сведения о месторождении.
- •1.2. Орогидрография.
- •1.3.Стратиграфия
- •Девонская система
- •Средний отдел Живетский ярус
- •Верхний отдел
- •Нижний отдел
- •1.4. Тектоника
- •1.5 Нефтегазоводоносность
- •1.6. Коллекторские свойства пласта
- •1.7. Физико-химические свойства нефти, газа и воды.
- •1.8 Подсчет запасов нефти и газа.
- •2. Технологическая часть
- •2.1 Основные решения проектных документов
- •2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации.
- •Динамика основных показателей разработки объекта дiii
- •2.2.1 Анализ обводненности пласта в первой стадии разработки ( до закачки воды)
- •2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (гтм)
- •2.3 Характеристика системы воздействия на пласт
- •2.4.2. Анализ фонда скважин по дебитам нефти, жидкости
- •2.4.3 Анализ фонда скважин по обводненности залежи.
- •2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.
Динамика основных показателей разработки объекта дiii
Таблица 2.1
2.2.1 Анализ обводненности пласта в первой стадии разработки ( до закачки воды)
До 1996 г. разработка велась без ППД. Основными причинами обводнения, до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД), являются геолого-физические и технологические факторы. Обводнение к концу первой стадии достигло 54%. Это можно объяснить и более высокими коллекторскими свойствами пласта, и высоким темпом отбора нефти начала эксплуатации, и более обширной водонефтяной зоной. К началу внедрения закачки пластовое давление снизилось, в среднем, на 4 МПа.
2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (гтм)
Результаты применения технологий повышения нефтеотдачи пластов на Западно-Коммунарском месторождении показали, что они обеспечивают добычу нефти из пластов и позволяют поддерживать стабильный уровень добычи.
Применение перечисленных технологий на объектах разработки Западно-Коммунарского месторождения в период с 1997 по 2011 г.г. рассмотрим подробно.
1. ОПЗ горячей нефтью скважины 91 пласта ДIII (дважды). Результата от обработок нет.
2. ОПЗ ПАВ -2 обработки на скважине 91 пласта ДIII. Первая обработка оказалась неуспешной, вторая – вызвала незначительное увеличение дебита жидкости. Дополнительная добыча нефти составила 0,02 т.т.
3.. Гидропескоструйная перфорация проведена на скважине 99 пласта ДIII. Мероприятие оказалось эффективным и позволило увеличить дебит скважины по жидкости с 2,0 до 19,8 м3/сут, а по нефти – с 1,0 до 8,8 т/сут. Дополнительная добыча нефти - 0,56 т.т.
4. На 6 добывающих скважинах пласта ДIII проведен гидроразрыв пласта. 4 обработки проведены в 2003г фирмой Шлюмберже. Скважина 68 была введена из бездействия с ГРП. В остальных случаях ГРП позволил получить до 20,0 т.т дополнительной добычи нефти за год от обработки, значительно увеличить дебит скважин.
В таблицах 2.2, 2.3, 2.4 представлены геолого-технические мероприятия за последние 3 года.
Таблица 2.2.
Геолого-технические мероприятия за 2007 год.
Мероприятия
|
2007 год | |
Скважина № |
Эффективность в тоннах Нефть | |
ГРП |
91 |
596 |
ОПЗ горячей нефтью |
1135 | |
ОПЗ ПАВ |
945 |
Геолого-технические мероприятия за 2008 год.
Таблица 2.3.
Мероприятия
|
2008 год | |
Скважина № |
Эффективность в тоннах Нефть | |
ГРП |
200 |
198 |
ГРП |
94 |
642 |
Геолого-технические мероприятия за 2009 год
Таблица 2.4.
Мероприятия
|
2009 год | |
Скважина № |
Эффективность в тоннах Нефть | |
ГРП |
95 |
1137 |
ГРП |
94 |
1004 |
ОПЗ горячей нефтью |
91 |
1298 |
Таким образом, по Западно-Коммунарскому поднятию из методов, способствующих очистке призабойной зоны от АСПО и разрушению водонефтяных эмульсий, эффективна только ОПЗ растворителями (обработки ПАВ и горячей нефтью показали низкую эффективность). Наиболее эффективным мероприятием, позволившим существенно увеличить добычу нефти по поднятию, является гидроразрыв пласта.