- •Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» курсовой проект
- •Задание по сбору информации для курсового проекта по дисциплине «разработка нефтяных месторождений»
- •Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту.
- •2. Технологическая часть
- •Выполнение планируемых мероприятий
Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту.
Запасы нефти т.т |
| ||||||
|
|
|
| ||||
Бал |
Изв |
Бал |
Изв |
Бал |
Изв |
Бал |
Изв |
4269
|
2391
|
2058
|
180
|
59,3 |
33,2
|
28,6
|
2,5
|
ВЫВОДЫ
Красногородецкое месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области.
Пласт Б2 представляет собой пластовую, сводовую залежь, он приурочен к верхней пористой части отложений бобриковского горизонта. Тип пород - коллекторов терригенный.. Среднее значение проницаемости 1,979 мкм2, среднее значение пористости 0,21 долей ед., начальная нефтенасыщенность – 0,94 долей ед.Вязкость нефти в пластовых условиях составляет – 30,5 мПа∙с, содержание парафина в нефти – 3,72%, серы – 3,59 %.
Балансовые запасы нефти составляют 4269 тыс. т, извлекаемые – 2391 тыс. т, утвержденный КИН по залежи равен 0,56, остаточные балансовые запасы нефти – 2057 тыс. т, газа – 28,6 млн. м3, извлекаемые запасы нефти составляют 180 тыс. т, газа – 2,5 млн. т.
2. Технологическая часть
2.1. Основные решения проектных документов по пласту Б2 Красногородецкого месторождения.
Как уже отмечалось ранее, месторождение открыто в 1979 году, введено в промышленную разработку в 1990 году.
С 1984 года по месторождению было выполнено 6 проектных технологических документов, последними из них являются “Проект разработки Красногородецкого месторождения”, выполненный институтом “Гипровостокнефть” и утвержденный ЦКР МЭ РФ (протокол №3046 от 27.08.03.), и “Авторский надзор за выполнением проекта разработки Красногородецкого месторождения” (протокол №3447 от 12.10.2005) выполненный в 2005 году ОАО “Гипровостокнефть”).
В 1981 году институтом «Гипровостокнефть» подсчитаны запасы нефти и утверждены ГКЗ СССР (протокол № 9082 от 22.10.82.). На основании утвержденных запасов в 1984 году институтом «Гипровостокнефть» составлена технологическая схема разработки, в которой предлагалось пласт Б2 ввести в эксплуатацию в 1986 году тремя разведочными скважинами, а с 1989 года разбурить по сетке 300300 м с внедрением площадного заводнения по обращенной семиточечной схеме. Всего на пласт Б2 планировалось пробурить 17 добывающих и 5 нагнетательных скважин.
В 1989 году ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть» выполнено дополнение к технологической схеме, в котором изменились только сроки ввода месторождения в разработку и сроки разбуривания.
В 1991 году институтом «Гипровостокнефть» составлена технологическая схема для пласта Б2, в котором, при сохранении ранее предложенной системы разработки планировалось:
кустовое разбуривание;
использование для закачки воды окского надгоризонта и серпуховского яруса;
при разбуривании каждого куста бурение одной водозаборной скважины для закачки из скважины в скважину;
воздействие на пласт с помощью полимерных композиций.
С учетом особенностей разработки залежей с высоковязкими нефтями пласт Б2 предлагалось разрабатывать 32 добывающими и 15 нагнетательными скважинами с применением термального воздействия по схеме, предложенной в работе. Для этого предлагалось пробурить 16 водозаборных скважин.
При составлении проекта разработки в 2003 году выявлено, что утвержденные ГКЗ запасы по пласту Б2 занижены и в рамках проекта разработки был пересчитан КИН и соответственно извлекаемые запасы нефти, которые в 2003 году утверждены ЦКЗ МПР РФ (протокол № 3046 от 27.08.2003), и числятся на Государственном балансе по состоянию на 01.01.2005 года.
Следующим проектным документом являлся “Авторский надзор за выполнением проекта разработки Красногородецкого месторождения” (протокол №3447 от 12.10.2005) выполненный в 2005 году ОАО “Гипровостокнефть”.
В настоящее время месторождение эксплуатируется согласно «Дополнению к проекту разработки Красногородецкого месторождения», выполненному институтом «СамараНИПИнефть» в 2008 году.
2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации
Анализируемый пласт Б2 введен в разработку в декабре 1990 года двумя разведочными скважинами: №№ 10, 14.
Процесс разработки Красногородецкого месторождения можно условно разделить на 3 стадии:
1 стадия (1990 – 2002 годы) - введение месторождения в эксплуатацию, характеризуется разбуриванием залежи и ее обустройством. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть.
Разработка пласта Б2, как было упомянуто выше, началась с 1990 году двумя разведочными скважинами. В 1993 году добурили еще одну разведочную. Годовая добыча нефти при разведочных скважинах менялась от 0,016 до 15, 3 тыс. т. Дебит нефти - от 8 до 21, 4 т/сут.
Эксплуатационное разбуривание согласно техсхеме начато в 1994 году. Разбуривание пласта Б2 продолжалось в течение 1994-1998 годов. Фонд скважин на конец первой стадии составлял 33 добывающих скважины и 2 нагнетательных. Добыча нефти при эксплуатационных скважинах менялась от 43, 177 до 239,658 тыс. т. , дебит нефти - от 6 до 30,9 т/сут.
Закачка воды началась в 2002 году двумя нагнетательными скважинами. Их приемистость составила 46, 3 м3/сут.
К концу первой стадии накопленная добыча нефти составила 933 тыс. т, накопленная добыча жидкости – 1213 тыс. т. Степень выработки запасов составила 35, 3%, обводненность добываемой продукции – 31,9%. Близкие значения степени выработки и обводненности показывают, что разработка велась достаточно эффективно.
2 стадия (2003 год) - стабилизация добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти.
Вторая стадия была непродолжительна и составляла всего 1 год, что обуславливается высокой вязкостью добываемой продукции. На этой стадии добыча нефти была максимальный и составляла 304,9 тыс. т. Фонд добывающих скважин составлял 30 единиц, нагнетательных – 4. (Две добывающих скважины перевели под нагнетание, одну – в консервацию).
К концу второй стадии накопленная добыча нефти и жидкости составила 1297,9 тыс.т и 1828,23 тыс.т соответственно. Степень выработки от начальных извлекаемых запасов –46,1 %, при обводненности 50,4%.
3 стадия (2004 – 2012 годы) характеризуется падающей добычей нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин.
С 2004 года залежь вступила в третью стадию разработки. Она характеризуется снижением добычи нефти. За год добыча значительно упала и составила 160,3 тыс.т. В связи этим наблюдается значительное снижение других показателей. Среднесуточный дебит нефти упал с 31,9 т/сут до 20,7 т/сут, а степень выработки увеличилась с 46,1 % до 61,1 %. Увеличилась закачка воды, составившая к концу года 559,5 тыс.м3.
К концу 2011 года фонд добывающих скважин составил 24 единицы, нагнетательных - 6 единиц. Накопленная добыча нефти составила 2211 тыс.т, жидкости – 8188,5 тыс.т, степень выработки от начальных извлекаемых запасов – 78,5 %, при обводнености продукции 94,1%. Третья стадия длится до сегодняшнего дня.
График разработки пласта Б2 представлен на рисунке 2.1. Технологические показатели разработки представлены в таблице 2.1.
График разработки пласта Б2 Красногородецкого месторождения на 01.01.2012 года
Рис. 2.1.
Таблица 2.1. |
| |||||||||||||
Технологические показатели разработки пласта Б2 Красногородецкого месторождения | ||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Годы |
Действующий |
Годовая добыча, тыс.т |
Обводн. |
Среднесуточный |
Накопленная добыча, тыс.т |
Годовая добыча в пласт.усл., тыс.м3 | ||||||||
|
фонд скважин |
пов. |
дебит, т/сут | |||||||||||
|
всего |
в т. ч. |
нефти |
воды |
жидко- |
весовая, |
нефти |
жидко- |
нефти |
воды |
жидкости |
нефти |
воды |
жидко- |
|
|
совм-х |
|
|
сти |
% |
|
сти |
|
|
|
|
|
сти |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
1990 |
2 |
0 |
0,016 |
0 |
0,016 |
0 |
8 |
8 |
0,016 |
0 |
0,016 |
0,018 |
0,000 |
0,018 |
1991 |
2 |
0 |
11,074 |
0,538 |
11,612 |
4,6 |
16,7 |
17,5 |
11,09 |
0,538 |
11,628 |
12,735 |
0,000 |
12,735 |
1992 |
2 |
0 |
12,302 |
0,731 |
13,033 |
5,6 |
17 |
18 |
23,392 |
1,269 |
24,661 |
14,147 |
0,000 |
14,147 |
1993 |
3 |
0 |
15,626 |
0,281 |
15,907 |
1,8 |
21,4 |
21,8 |
39,018 |
1,55 |
40,568 |
17,970 |
0,000 |
17,970 |
1994 |
15 |
0 |
43,177 |
1,759 |
44,936 |
3,9 |
12,2 |
12,7 |
82,195 |
3,309 |
85,504 |
49,654 |
0,000 |
49,654 |
1995 |
18 |
0 |
52,048 |
2,413 |
54,461 |
4,4 |
8,7 |
9,1 |
134,243 |
5,722 |
139,965 |
59,855 |
0,000 |
59,855 |
1996 |
22 |
0 |
65,467 |
5,66 |
71,127 |
8 |
8,9 |
9,7 |
199,71 |
11,382 |
211,092 |
75,287 |
0,000 |
75,287 |
1997 |
30 |
0 |
78,4 |
10,954 |
89,354 |
12,3 |
8,6 |
9,8 |
278,11 |
22,336 |
300,446 |
90,160 |
0,000 |
90,160 |
1998 |
35 |
0 |
88,62 |
7,672 |
96,292 |
8 |
7,2 |
7,8 |
366,73 |
30,008 |
396,738 |
101,913 |
0,000 |
101,913 |
1999 |
35 |
0 |
89,639 |
13,222 |
102,861 |
12,9 |
7,3 |
8,3 |
456,369 |
43,23 |
499,599 |
103,085 |
0,000 |
103,085 |
2000 |
35 |
0 |
97,095 |
18,244 |
115,339 |
15,8 |
7,9 |
9,4 |
553,464 |
61,474 |
614,938 |
111,659 |
0,000 |
111,659 |
2001 |
35 |
0 |
199,906 |
47,094 |
247 |
19,1 |
16 |
19,8 |
753,37 |
108,568 |
861,938 |
229,892 |
0,000 |
229,892 |
2002 |
33 |
0 |
239,658 |
112,081 |
351,739 |
31,9 |
20,9 |
30,6 |
993,028 |
220,649 |
1213,677 |
275,607 |
0,000 |
275,607 |
2003 |
30 |
0 |
304,916 |
309,638 |
614,554 |
50,4 |
31,9 |
64,3 |
1297,944 |
530,287 |
1828,231 |
350,653 |
0,000 |
350,653 |
2004 |
31 |
0 |
260,96 |
541,392 |
802,352 |
67,5 |
27,3 |
83,9 |
1558,904 |
1071,679 |
2630,583 |
300,104 |
0,000 |
300,104 |
2005 |
30 |
0 |
160,3 |
454,713 |
615,013 |
73,9 |
20,7 |
79,5 |
1719,204 |
1526,392 |
3245,596 |
184,345 |
0,000 |
184,345 |
2006 |
28 |
0 |
128,985 |
637,227 |
766,212 |
83,2 |
15,1 |
89,5 |
1848,189 |
2163,619 |
4011,808 |
148,333 |
0,000 |
148,333 |
2007 |
29 |
0 |
106,462 |
765,271 |
871,733 |
87,8 |
12,9 |
105,9 |
1954,651 |
2928,89 |
4883,541 |
122,431 |
0,000 |
122,431 |
2008 |
27 |
0 |
84,673 |
796,69 |
881,363 |
90,4 |
10,4 |
107,8 |
2039,324 |
3725,58 |
5764,904 |
97,374 |
0,000 |
97,374 |
2009 |
26 |
0 |
67,594 |
778,647 |
846,241 |
92 |
8,8 |
109,6 |
2106,918 |
4504,227 |
6611,145 |
77,733 |
0,000 |
77,733 |
2010 |
24 |
0 |
58,375 |
745,734 |
804,109 |
92,7 |
7,9 |
108,9 |
2165,293 |
5249,961 |
7415,254 |
67,131 |
0,000 |
67,131 |
2011 |
24 |
0 |
45,709 |
727,576 |
773,285 |
94,1 |
6 |
101,2 |
2211,002 |
5977,537 |
8188,539 |
52,565 |
0,000 |
52,565 |
Продолжение таблицы 2.1. |
0 | ||||||||||||||
Технологические показатели разработки Красногородецкое Красногородецкий Б2(С-1) | |||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Годы |
Накопленная добыча в пласт.усл., тыс.м3 |
Текущий |
Степень |
Темп отбора |
Обводн. |
Действующий |
Закачка воды, |
Компенсация |
Приеми- | ||||||
|
КИН, |
выработки |
извл. запасов, % |
в пл-х |
фонд нагн. скв-н |
тыс.м3 |
отбора закачкой, % |
стость | |||||||
|
нефти |
воды |
жидко- |
доли ед. |
нач. извл. |
началь- |
остаточ- |
условиях, |
всего |
в т. ч. |
годовая |
накопл. |
текущая |
накопл. |
нагн. скв., |
|
|
|
сти |
|
зап., % |
ных |
ных |
% |
|
совм-х |
|
|
|
|
м3/сут |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
25 |
26 |
27 |
28 |
29 |
30 |
31 |
1990 |
0,018 |
0,000 |
0,018 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1991 |
12,754 |
0,000 |
12,754 |
0,003 |
0,4 |
0,4 |
0,4 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1992 |
26,901 |
0,000 |
26,901 |
0,005 |
0,8 |
0,4 |
0,4 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1993 |
44,871 |
0,000 |
44,871 |
0,009 |
1,4 |
0,6 |
0,6 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1994 |
94,524 |
0,000 |
94,524 |
0,019 |
2,9 |
1,5 |
1,6 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1995 |
154,379 |
0,000 |
154,379 |
0,031 |
4,8 |
1,8 |
1,9 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1996 |
229,667 |
0,000 |
229,667 |
0,047 |
7,1 |
2,3 |
2,5 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1997 |
319,827 |
0,000 |
319,827 |
0,065 |
9,9 |
2,8 |
3,1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1998 |
421,740 |
0,000 |
421,740 |
0,086 |
13 |
3,1 |
3,6 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
1999 |
524,824 |
0,000 |
524,824 |
0,107 |
16,2 |
3,2 |
3,8 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
2000 |
636,484 |
0,000 |
636,484 |
0,129 |
19,7 |
3,4 |
4,3 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
2001 |
866,375 |
0,000 |
866,375 |
0,176 |
26,8 |
7,1 |
9,7 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
2002 |
1141,982 |
0,000 |
1141,982 |
0,232 |
35,3 |
8,5 |
13,2 |
0 |
2 |
0 |
19,015 |
19,015 |
6,9 |
1,7 |
46,3 |
2003 |
1492,635 |
0,000 |
1492,635 |
0,303 |
46,1 |
10,8 |
20,1 |
0 |
4 |
0 |
214,785 |
233,8 |
61,3 |
15,7 |
183,2 |
2004 |
1792,739 |
0,000 |
1792,739 |
0,364 |
55,4 |
9,3 |
20,8 |
0 |
4 |
0 |
374,506 |
608,306 |
124,8 |
33,9 |
258,8 |
2005 |
1977,084 |
0,000 |
1977,084 |
0,401 |
61,1 |
5,7 |
14,6 |
0 |
5 |
0 |
326,637 |
934,943 |
177,2 |
47,3 |
245,8 |
2006 |
2125,417 |
0,000 |
2125,417 |
0,431 |
65,7 |
4,6 |
13,3 |
0 |
4 |
0 |
559,506 |
1494,449 |
377,2 |
70,3 |
290,9 |
2007 |
2247,848 |
0,000 |
2247,848 |
0,456 |
69,4 |
3,8 |
12,4 |
0 |
6 |
0 |
449,93 |
1944,379 |
367,5 |
86,5 |
216,6 |
2008 |
2345,222 |
0,000 |
2345,222 |
0,476 |
72,4 |
3 |
10,9 |
0 |
6 |
0 |
403,099 |
2347,478 |
414 |
100,1 |
184,4 |
2009 |
2422,956 |
0,000 |
2422,956 |
0,492 |
74,8 |
2,4 |
9,5 |
0 |
6 |
0 |
401,51 |
2748,988 |
516,5 |
113,5 |
186,8 |
2010 |
2490,087 |
0,000 |
2490,087 |
0,505 |
76,9 |
2,1 |
9 |
0 |
6 |
0 |
473,369 |
3222,357 |
705,1 |
129,4 |
218,1 |
2011 |
2542,652 |
0,000 |
2542,652 |
0,516 |
78,5 |
1,6 |
7,6 |
0 |
6 |
0 |
495,51 |
3717,867 |
942,7 |
146,2 |
227,6 |
2.2.1 Анализ обводненности пласта в первой стадии разработки (до закачки воды)
Изначально считается, что на первой стадии разработки обводненность отсутствует. Опыт разработки показал, что это не всегда так. Основные причины обводнения, до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД), делятся на две большие группы: техническая и геолого-физическая и технологическая.
К техническим причинам обводнения в основном относятся:
- нарушение герметичности эксплуатационной колонны из-за коррозии;
- заколонная циркуляция в интервале продуктивных пластов;
- нарушение технологии при разбуривании цементных мостов.
К геолого-физическим и технологическим относятся геологическое строение, неоднородность пластов, изменение проницаемости по площади залежи, а именно наличие:
- трещиновато-порового коллектора;
- водонасыщенного пласта с нефтесодержанием 0,5;
- водо-нефтяных зон (ВНЗ);
- высокой вязкости нефти;
- высокий темп отбора нефти с начала эксплуатации и т.д.
К Красногородецкому месторождению пласту Б2 относятся следующие факторы: высокий темп отбора нефти с начала эксплуатации, высокая вязкость добываемой нефти, а так же наличие водонефтяных зон.
2.2.2. Анализ применения геолого-технических мероприятий
Результаты применения технологий повышения нефтеотдачи пластов на Красногородецком месторождении показали, что они обеспечивают добычу нефти из пластов и позволяют поддерживать стабильный уровень добычи.
Прежде всего рассмотрим ГТМ, проводившиеся в период с 2003 по 2007гг. Данные по этому периоду приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2