Разработка нефтяных и газовых месторождений

                                Содержание                            

      Введение.......................................................................................................................5

1.Общие сведения о месторождении и площади......................................................7

2.Геолого-физическая  характеристика площади

2.1.Характеристика геологического  строения. Характер распространения          коллекторов по пластам …………………………….....................................11

2.2. Литология пластов………………………………………..............................12

2.3.Основные параметры пласта

2.3.1.Пористость, проницаемость и  начальная нефтенасыщенность….......14

2.3.2.Толщина пластов…..................................................................................16

2.3.3.Показатели неоднородности  и взаимного расположения  пластов…..……………………………………………………………....18

2.4.Физико-химические свойства пластовой  нефти, газа и воды.....................20

2.5.Распределение начальных балансовых  и извлекаемых запасов нефти  по пластам, типам коллекторов,ВНЗ…………………………..……………....23

3.Анализ  текущего состояния разработки

3.1.Общая характеристика реализованной  системы разработки на объекте...24

3.2.Анализ фонда скважин....................................................................................25

3.3.Анализ текущего состояния  разработки объекта………………………….29

3.4.Динамика ввода скважин по годам с 2000 г,добычи нефти и воды по ним……………………………………………………………………………38

3.5.Расчет показателей разработки  базового варианта. Оценка НИЗ  и ВНФ по данным динамики  добычи нефти и воды по базовому  и фактическому вариантам разработки  ……………………………………….……………...47

4. Прогнозный расчет технологических  показателей разработки по методике  ТатНИПИнефть

4.1.Основные расчетные формулы……………………………………………..56

4.2.Обоснование исходных данных  для расчета. План бурения и  ввода в разработку скважин  на расчетный период…………………………………62

4.3.Результаты расчета и их  анализ.....................................................................63

5. Выводы, рекомендации по совершенствованию  разработки Северо-Альметьевской  площади…………………………………………………….…73

6. Список  использованной литературы...................................................................75

7. Графическая  часть

7.1.Карта нефтенасыщенных толщин…………………………………………..77

7.2.Графики технологических показателей  разработки по       промысловым  данным ……………………………………………………………………….78                     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Разработка каждого нефтяного  месторождения характеризуется  технологическими показателями: добычей  нефти из месторождения, темпом разработки месторождения, коэффициентом нефтеизвлечения  и т.д. Особое внимание уделяется  разработке методов, способствующих увеличению коэффициента нефтеизвлечения.

До развития методов воздействия  на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка нефтяных месторождений осуществлялась за счёт расходования природной энергии, при  этом коэффициент нефтеизвлечения  был незначительным.

В настоящее время классическим методом увеличения коэффициента нефтеизвлечения  является заводнение. Цель заводнения - вытеснение нефти водой из пластов  и поддержание при этом пластового давления на заданном уровне. Вид заводнения должен выбираться в зависимости  от геологического строения, коллекторских  свойств пласта и флюидов. При  разработке нефтяных месторождений  с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически  чистую нефть, т.е. безводную продукцию, а затем по мере роста объёма закаченной в пласт воды, начинают вместе с  нефтью добывать воду.

Расчёт технологических показателей  разработки - очень важный этап в  планировании разработки нефтяных месторождений. Главная цель расчёта -прогнозирование  изменений технологических показателей  разработки во времени. В настоящее  время создано несколько десятков методик расчётов технологических  показателей разработки, которые  могут быть применены для Северо - Альметьевской площади.

В курсовом проекте выполнен анализ разработки Северо-Альметьевской площади. Исходя из полученных результатов анализа выработки запасов нефти из пластов, с учетом состояния заводнения коллекторов, закономерности изменения показателей разработки в зависимости от применяемых систем воздействия и геологической особенности строения площади, сделаны выводы и даны рекомендации по дальнейшему совершенствованию разработки, выработаны мероприятия по вводу дополнительных запасов нефти в активную разработку.

Основной  задачей курсового проекта является оценка эффективности ввода недренируемых запасов Северо-Альметьевской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Для решения поставленной задачи необходимо:

-дать общую характеристику месторождения, включающую стратиграфию и литологический разрез залежи;

-проанализировать текущее состояние разработки отложений терригенной толщи Северо-Альметьевской площади;

-на основании анализа текущего состояния разработки сделать выводы и дать рекомендации по повышению эффективности ввода недренируемых запасов.

Для повышения эффективности ввода  недренируемых запасов нужно  внедрять комплекс мероприятий, включающих в себя работы по разобщению пластов, выбору скважин-кандидатов для зарезки  боковых горизонтальных стволов (в том числе и многозабойные скважины). Данные мероприятия будут направлены, с одной стороны, на создание новых более эффективных систем разработки, с другой, на повышение эффективности использования старого фонда скважин в результате зарезки боковых горизонтальных стволов, что в целом позволит эффективнее разрабатывать недренируемые запасы. Технология зарезки БГС позволяет «реанимировать» пробуренный фонд условно-вертикальных скважин, осуществить дополнительный отбор запасов нефти за счет ранее находившихся в недренируемых областях залежи, повысить общую величину КИН.

 

 

 

 

 

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Северо-Альметьевская площадь расположена  в северо-западной части Ромашкинского месторождения (рис.1.1). Расположение Северо-Альметьевской площади относительно других площадей Ромашкинского месторождения показано на рисунке 1.2.  Площадь занимает территорию, равную 15558га.

В административном отношении Северо-Альметьевская  площадь находится на территории Альметьевского района, Республики Татарстан.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.1.1 - Географическое положение Ромашкинского месторождения

 

В пределах площади протекает с  юго-востока на северо-запад река Степной Зай. В геоморфологическом  отношении площадь представляет собой среднепересеченную местность с многочисленными оврагами и балками, местами покрытыми лесом. Абсолютные отметки уровня поверхности земли колеблются в пределах от 90 до 230м.

Климат района резко континентальный: суровая холодная зима с сильными ветрами и метелями и жаркое лето. Преобладающее направление ветров – юго-западное. Средняя глубина  промерзания грунта – 1,5-1,6 м, максимальная -     1,7 м.

 

Рис. 1.2 – Положение Северо-Альметьевской  площади Ромашкинского месторождения

 

На территории площади находятся  г. Альметьевск и ряд населенных пунктов.

Северо-Альметьевская площадь выделена в самостоятельный объект разработки в 1955 г., при составлении Генеральной  схемы разработки Ромашкинского месторождения. В 1957 г. вТатНИПИнефти составлена предварительная схема разработки. Однако эксплуатационное бурение на площади началось после составления в I960 г. проекта разработки, который предусматривал разбуривание площади шестью родами добывающих скважин по сетке 700 х 550 м. Расстояние между нагнетательным и первым добывающим рядами было принято 1200 м.

Согласно данного проекта на центральном и восточном участках площади оставалась неразбуренной полоса шириной 1400 м. Забойное, давление в добывающих скважинах принято равным 9,5 МПа, размещено 327 добывающих и 100 нагнетательйых скважин , 65 скважин отнесено в резерв.

В 1967.г в ТатНИПИнефти выполнен проект разработки, предусматривающий ввод в разработку центральной полосы путем бурения нагнетательного рада на восточном и центральном участках, очаговое заводнение на западном и дополнительного бурения добывающих и нагнетательных скважин. В результате более интенсивного внедрения рекомендаций, запроектированный на 1976 г. максимальный уровень добычи нефти был превзойден уже в 1971 г. В связи с этим был проведен анализ разработки площади с целью уточнения технико-экономических показателей и выработки рекомендаций по совершенствованию системы разработки. В этой работе предусматривается бурение специальных нагнетательных скважин на алевролиты, при этом давление на устье нагнетательных скважин принято 20 МПа, на водонефтяные зоны, дальнейшее развитие очагового заводнения, снижение забойного давления до и низке давления насыщения. Количество добывающих скважин- 372, нагнетательных - 92 и резервных - 50.

В 1978 г. в ТатНИПИнефти составлен  проект разработки площади по форме  регламента РД-39-3-25-77  и утвержден Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений 23 мая 1978 г. протокол № 628.

К внедрению рекомендован третий вариант  разработки со следующими основными  принципиальными положениями:

- добыча нефти в 1980 г. - 3,500 млн.т., в 1985 г. -1,548 млн. т.; 

- система заводнения - внутриконтурная,  линейная с дальнейшим развитием  очагового заводнения ;

- бурение фонда размещенных  по состоянию на 1.01.1978 г. скважин в количестве : всего 186, в том числе добывающих - 154 , нагнетательных - 32 ;

- давление ка забое добывающих  скважин - 9,0 МПа для обводненных пластов и 6,0 МПа для безводных и слабопроницаемых пластов;

- давление на устье нагнетательных  скважин до 15,0 -16,0 МПа для песчаных  пластов и до 25,0 для слабопроницаемых ;

- способ эксплуатации скважин  - механизированный ;

- применение поверхностно-активных веществ, концентрированной серной кислоты и циклического заводнения для повышения нефтеотдачи пластов ;

- капитальные вложения за 1978-1990 г.г. - 70,115 млн.руб.

Несмотря на постоянное совершенствование  применяемых систем воздействия  на площади и процесса разработки, достижение проектного коэффициента нефтеизвлечения  требует внедрения дополнительных мероприятий. В связи с этим, возникла необходимость обобщения обширного  фактического материала, накопленного за предыдущие годы и обоснования  основных направлений совершенствования  дальнейшей разработки горизонтов Д₀ и Д₁ применительно к поздней стадии.

По рисунку 1.2 видно, что Северо-Адьметьевская  площадь занимает приблизительно 5% всего Ромашкинского месторождения.   Границами,  отделяющими  Северо-Альметьевскую площадь на севере от Березовской и на юге от Альметьевской площадей, являются разрезающие ряды, на западе естественный контур нефтеносности, на востоке-условная линия, отделяющая ее от Алькеевской площади[2].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛОЩАДИ

2.1 Характеристика геологического строения

 

Северо-Альметьевская площадь расположена  на северо-западном склоне Южного купола Татарского свода и является частью многопластового Ромашкинского нефтяного месторождения.

Разрез Северо-Альметьевской площади  сложен образованиями девонской, каменноугольной  и пермской системы палеозоя. К  основному эксплуатационному объекту  относятся пласты кыновских и  пашийских отложений, которые залегают субпараллельно друг другу и имеют  общий структурный план.

Северо-Альметьевскую площадь по различному гипсометрическому положению кровли пашийского горизонта (подошва "верхнего известняка") разделили на три части: западную (I блок), центральную, (2 блок) и восточную (3 блок). Наиболее высокое залегание поверхности подошвы "верхнего известняка" отмечается в центральной части площадь абс.отм.-1450-1460 м. В восточной части площади эта поверхность резко погружается до отметок- 1465-1475м.

На западной части площади происходит плавное погружение в сторону Алтунино-Шунакского прогиба, который разделяет Ромащкинское и Ново-Елховское месторождение. Различное гипсометрическое залегание пластов- коллекторов на западной, центральной и восточной частях площади обусловило различный этаж нефтеносности на этих участках.