- •Нгду «Альметьевнефть»
- •Альметьевск 2011 г Содержание проекта
- •Введение
- •1. Общие сведения о месторождении
- •2. Геолого-физическая характеристика месторождения
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •Исходные геолого-физические характеристики горизонтов д1 и д0
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность
- •Характеристика параметров пластов объекта разработки Миннибаевской площади.
- •Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов До и д1.
- •2.2.2. Толщина пластов
- •Характеристика толщин пластов горизонта д
- •2.2.3. Показатели неоднородности
- •Статистические показатели характеристик неоднородности пластов.
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Свойства пластовой нефти и газа.
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание %)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти.
- •Материальный баланс распределения углеводородов по Миннибаевской площади.
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •Свойства и ионный состав пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторожднии
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Ввод недренируемых запасов
- •3.2.2. Оптимизация плотности сетки скважин
- •3.2.3. Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти
- •3.3. Характеристика показателей разработки
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •Добывающий фонд скважин
- •Нагнетательный фонд скважин
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •4. Расчет технологических показателей разработки
- •4.1. Методика расчета Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •2. Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:
- •4.2. Исходные данные расчета
- •4.3. Результаты расчетов и их анализ Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •5. Выводы рекомендации по совершенствованию разработки площади
- •Список использованной литературы
Свойства и ионный состав пластовой воды
№№ п/п |
Наименование |
Кол-во исслед. скважин |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
1 |
Газосодержание, м3/т |
2 |
0,343 - 0,360 |
0,352 |
2 |
В т.ч. сероводорода, м /т |
2 |
не обнаружено |
- |
3 |
Объемный коэф-т, |
|
не определяется |
- |
4 |
Вязкость, мПа*с |
5 |
1,8701 - 1,9714 |
1,8722 |
5 |
Общая минерализация, г/л |
15 |
244,1063-279,8230 |
262,0991 |
6 |
Плотность, т/м3 |
15 |
1,1728-1,1898 |
1,1808 |
|
Содержание ионов, мг/л мг-экв/л |
|
|
|
7 |
СГ |
15 |
152190,0-174100,2 4292,15-4910,17 |
164855 4649,41 |
8 |
SO4- |
13 |
2,4-60,3 0,05-1,18 |
48,4 1,01 |
9 |
НСОз |
12 |
5,9-73,3 0,12-1,18 |
48,4 0,79 |
10 |
Са++ |
15 |
21251,5-29567,9 1060,45 - 1475,84 |
23272,4 1161,29 |
11 |
Mg++ |
15 |
2302,4 - 4695,7 271,45-386,16 |
3340,3 324,04 |
12 |
Na+ + К+ |
15 |
64872,2-78155,4 2820,53 - 3398,06 |
72815,2 3165,88 |
Для хлоркальциевого типа вод характерно содержание ионов двухвалентного железа (закисное железо) от20 до 260 мг۰ион/л
3. Анализ текущего состояния разработки
3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторожднии
3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
В 2008 году из продуктивных пластов горизонтов Д0 и Д1 отобрано 0,806 млн. тонн нефти, что на 0,004 млн. тонн меньше, чем в 2007году (данные по объекту).
Темп выработки от начальных извлекаемых запасов составил 0,31 % и 2,75% от остаточных извлекаемых запасов, против 0,31 % и 2,68 % в 2007 году.
С начала разработки добыто 234,928 млн. тонн нефти, что составляет 89,16 % от начальных извлекаемых запасов. Из нижних пластов "в", "r1", г2+3", "д" отобрано 94,9 %, 87,4 %, 98,2 %, 97,8% соответственно от начальных извлекаемых запасов. Из верхней пачки горизонта Д1 а также из горизонта До отобрано: пласт "б3" - 74,8 %, "б2" - 52,8 %, "б1" - 60,9 %, "а" -46,2 %, До - 51,3 %. За 2003 год темп отбора от НИЗ из песчаных коллекторов - 1 группе - составил 0,28 %, из песчаных - глинистых коллекторов - (1) группе - 1,09 %, из алевролитовых коллекторов (2 группе) -0,39%, из коллекторов контактной водонефтяной зоны - 0, 010 %.
По состоянию на 1.01.2008г. добыто 94,6% от запасов песчаных коллекторов, 53,0 % - от запасов глинистых песчаных коллекторов, 36,8% -от запасов алевролитов, 94,1 % - от запасов контактной водонефтяной зоны).
В 2008 году были продолжены активные работы по капитальному ремонту скважин (герметизация эксплуатационных колонн, отказы от обводненных пластов) и организация закачки высокоминерализованной воды в зоны с ухудшенными коллекторами, что позволило, за счет улучшения режима эксплуатации части добывающих скважин, обеспечить перспективу роста добычи нефти по площади в 2008 году. По-разному обстоят дела по блокам в разрезе объекта.
1 блок: Нормы отбора нефти не выполнены на 10 тыс. тонн. Добыто 80 тыс. тонн, т.е. на 7 тыс.тонн меньше, чем в 2007 году. Обводненность в целом по блоку практически осталась на уровне 2007 года (85,4%). Закачка обеспечила отбор жидкости на 11,7 %, как следствие этого, пластовое давление в зоне отбора выросло на 3ат. (147,7ат.). За счет закачки в нагнетательные скважины 58,488тыс. м3 пластовой воды в 2004 году дополнительно добыли 2,7 тыс.тонн нефти. Однако, в 12 скважинах из-за роста обводненности за 2008 год суммарная добыча нефти снизилась на 44 т/сут.
В начале 2009 года намечено завершить ввод новых скважин, начатых бурением в 2008 году, что позволит ввести в разработку раннее недренируемые запасы и восстановить потерянный темп добычи.
2 блок: Добыча нефти осталась на уровне 2007 года. Обводненность снизилась на 0,6% (87,7%). За 2008 год из водозаборных скважин добыто и закачано в нагнетательные скважины 2 блока 151,050 тыс. м3 минерализованной пластовой воды, что позволило дополнительно добыть 4 тыс.тонн нефти. Закачка обеспечила отбор жидкости на 114%, как следствие этого, пластовое давление в зоне отбора выросло на 3,1 ат. (152,6ат.).
Для увеличения темпов добычи нефти на блоке планируется ввод в разработку слабодренируемых запасов бурением новых скважин.
3 блок: Несмотря на проведенные мероприятия: капитальный ремонт добывающих и нагнетательных скважин (герметизация эксплуатационных колонн, отказ от обводненных пластов, ОПЗ), ввод из бурения новых скважин, добыча нефти снизилась на 4тыс.тонн, нормы отбора не выполнены на 9 тыс.тонн. В весенне-летний период на купольных участках блока проводились работы по циклическому отбору закачке воды, за счет чего дополнительно добыто 1,6 тыс.тонн нефти. Закачка обеспечила отбор жидкости на 10,9 % и как следствие, пластовое давление выросло на 2,8ат. (147,2ат.).
По блоку отобрано 93,15% от начальных запасов, обводненность достигла 85,0%, в основном вырабатывается нижняя пачка пластов.
Дальнейшие мероприятия направлены на довыработку нижних высокообводненных пластов и вовлечение в разработку недренируемых запасов верхних пластов.
4 блок: Добыто на 3 тыс. тонн нефти выше норм и на 8 тыс. тонн больше чем в 2007 году. Обводненность снизилась на 0,9 % (78,2%) по сравнению с 2007 годом. Основная причина ввод ранее ведренируемых запасов. Из скважин, введенных из бурения в 2007 году за 2008 год добыто 18,7 тыс.тонн нефти (средний дебит 8,7 т/сут).
В течение года на блоке произведен большой объем работ по капитальному ремонту в нагнетательных и добывающих скважинах
Однако из общего числа 37 эксплуатационных добывающих скважин блока, в 2008 году из-за роста обводненности на 12 скважинах потери нефти составили 24 т/сут.
Закачка обеспечила отбор жидкости на 98,4 %, что выше на 11,4 % по сравнению с 2007 годом.
Из-за выхода из строя ряда нагнетательных скважин пластовое давление по блоку снизилось на 8,1 ат (со 149,4ат до 141,3ат). По этим скважинам в 4 квартале 2008 года выполнены и в 1 квартале 2009 года намечены мероприятия по капитальному ремонту (ликвидация нарушений эксплуатационных колонн, ОПЗ).
Наиболее выработаны запасы блока 6 - 94,67%, блока 3 - 93,15 %, блока 2 - 90,93 % от начальных извлекаемых запасов. Самая низкая выработка запасов нефти на блоке 5 - 70,93 %.
В 2008 году наиболее интенсивно вырабатывались запасы 5 блока, темпы отбора нефти по этому блоку составили 0,53 %.