- •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
2.3 Характеристика системы воздействия на пласт
На пласте Д1 используют очаговую систему заводнения для подержания пластового давления и увеличению нефтеотдачи пластов на отдельных участках залежи.
Очаговое заводнение способствует интенсификации разработки и увеличению нефтеотдачи пластов на отдельных участках залежи, которые в недостаточной степени охватываются воздействием основной системы заводнения. Участки для очагового заводнения выбирают по показателям сравнительно низких дебитов нефти по скважинам и снижения во времени пластового давления на участке. Нагнетательные скважины из эксплуатационных на участке (очаге) заводнения выбирают по тем же принципам, что и при избирательном заводнении. Дополнительное условие при осуществлении очагового заводнения — предпочтительное размещение нагнетательной скважины в середине участка, что обеспечивает равномерное воздействие закачки воды на окружающие ее эксплуатационные скважины.
Для увеличения давления применили очаговое заводнение в 1971 году, закачка воды составило 68 тыс.м3.
Система ППД пласта Д1 формируется с 01.01.1971, первоначально пробурено 1 нагнетательная скважина, закачка рабочего агента за год 68 тыс.м3/год . Со временем происходит рост количества нагнетательных скважин и увеличение закачки рабочего агента, но на 01.01.2013 фонд нагнетательных скважин составляет 1.
Число нагнетательных скважин 1, число добывающих скважин 10.
2.3.1. Анализ изменения энергетического состояния залежи.
Начальное пластовое давление по залежи было принято равным 28,4 МПа.
В процессе эксплуатации залежи пласта Д1 наблюдалось снижение пластового давления, поэтому по рекомендации проектного документа [6] в 1974 году была начата закачка пресной воды в скв.265, которая была переведена из добывающих с пласта Д1. В 1997 году в качестве закачиваемого агента, стала использоваться сточная вода. В 2005 г. работала одна нагнетательная скважина. В 2005 г. в залежь закачано 78,4 тыс. м3 воды. Приёмистость нагнетательной скважины составила 252,2 м3/сут. Текущая компенсация отбора закачкой составила 23,9%.
О текущем пластовом давлении можно судить только по единичным замерам в скв.3 (25,4 МПа), 242 (23,6МПа), 251 (24,4 МПа), 276 (24,6 МПа), 601 (26,9 МПа), 611(24,2), 612 (23,7) , 704 (24,3), которые свидетельствуют о его стабилизации на уровне 24,6 - 25,3 МПа. Начальная температура пласта Д1 – 540С.
2.4. Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа.
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%.
2.4.1. Характеристика фонда скважин
На 1.01.2013 года в действующем фонде пребывает 10 добывающих скважин, в бездействующим фонде числится 14 скважин из них 5 по геологическим причинам и 9 по технологическим. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 2.3.
Таблица 2.3