Файл: Цель дипломной работы повышение коэффициента нефтеотдачи на примере разработки Соколовского месторождения.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.11.2023

Просмотров: 156

Скачиваний: 3

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

1 Геологическая часть

1.1 Краткая характеристика месторождения

1.2 Стратиграфическая и литологическая характеристика

1.3 Тектоника

1.4 Гидрогеологическая характеристика Соколовского месторождения

1.5 Нефтегазоносность

2 Расчетно-техническая часть

2.1 Анализ текущего состояния разработки Соколовского месторождения

2.1.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации, технологических показателей разработки, пластового давления в зонах отбора и закачки

2.2 Залежь нефти западного блока воронежского горизонта

2.3 Анализ выработки запасов нефти из пластов

2.4 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

3 Организационная часть

3.1 Охрана окружающей среды при разработке Соколовского месторождения

Заключение В данной дипломной работе дан анализ текущего состояния разработки и обоснование на ее основе доразведку месторождения.Рассмотрено геологическое строение Соколовского месторождения.По состоянию на 1.01.2012 г. залежи нефти восточного блока саргаевского горизонта, западного блока семилукского горизонта, западного и восточного блоков воронежского горизонта не разрабатываются. В настоящее время в разработке находятся залежи нефти восточного блока семилукского горизонта и 1-го и 2-го блоков елецкого горизонта.Залежь нефти первого блока елецкого горизонтаВсего на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3 тыс. т нефти, что составляет 65,1% от начальных извлекаемых запасов, остаточные извлекаемые запасы – 45,7 тыс.т, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,280 при проектном 0,429. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда 28,4 тыс. т.Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составляет 91,8%, накопленная – 138,8% (с учетом закачки в скважину 61) и 9,9% (без учета закачки в скважину 61). В целом, выработку запасов нефти следует оценить как эффективную. Существующая система разработки залежи с предложенными геолого-техническими мероприятиями обеспечит выработку запасов и достижение проектного КИН.Таким образом, по состоянию на 1.01.2012 года на блоке сложилась система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурную скважину 54, добыча осуществляется двумя добывающими скважинами 39 и 67.Сложившуюся на 1.01.2012 года систему разработки можно характеризовать как эффективную. При отборе из залежи 65,1% от начальных извлекаемых запасов обводненность продукции составляет 10,2%.Предусматривается в 2013 году бурение второго ствола скважины 61s2, ввод в добычу, предварительно выполнив в ней СКР. Бурение скважины 67s2 и ввод в ППД, предварительно выполнив в ней СКР.Залежь нефти второго блока елецкого горизонтаПо состоянию на 01.01.2012 г. в залежь закачано 297,4 тыс.м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой– 68,8%, текущая – 71,2%.Таким образом, на залежи сформирована система разработки с поддержанием пластового давления во внутриконтурные нагнетательные скважины 60, 65 добыча нефти осуществляется также двумя добывающими скважинами - 66 и 68. По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи добыто 249 тыс. т нефти, остаточные извлекаемые запасы – 46 тыс. т, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения 0,363 при проектном 0,43. От свода к крыльям залежи происходит ухудшение коллекторских свойств, что в свою очередь отразилось на объемах добычи нефти по скважинам.Существующую на блоке систему разработки можно назвать эффективной. Учитывая текущую производительность действующих добывающих скважин достижение проектного коэффициента нефтеизвлечения на блоке реально.Предусматривается после полного обводнения бурение бокового ствола из скважины 66. Перед бурением скважины 66s2 намечается выполнить ШПНП в скважину 66.Залежь нефти восточного блока семилукского горизонтаНа 01.01.2012 года разработка залежи осуществляется добывающей скважиной 32 с закачкой воды в скважину 64. В связи с обводнением скважина 32 работает в периодическом режиме с дебитом нефти 6,4 т/сут, жидкости – 8,2 т/сут, обводненностью добываемой продукции – 22%. Текущее пластовое давление в скважине 23,8 МПа (замер от 25.11.2008 г.). Всего скважиной добыто 387,2 тыс. т нефти.По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча нефти из восточного блока семилукской залежи составляет 413,6 тыс. т (92,1% от начальных извлекаемых запасов), текущий КИН 0,498 при проектном 0,54. Пластовое давление в среднем по залежи на начало 2012 года составляет 24,3 МПа. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях – 19%, накопленная – 48,4%.Существующая система разработки недостаточна эффективна, так как выработка запасов изначально осуществлялась одной скважиной 32, пробуренной в своде залежи, затем пробурили и ввели в эксплуатацию скважины 62 и 63, расположенные на крыльях и вскрывшие кровлю залежи гипсометрически ниже на

Список литературы



Продолжение таблицы 2.5

2005
0
0
0
0
91,17
0,0
0,0
0,0
21,880
21,880
-
-
-
-
-
-
-

2006
0
0
0
0
91,17
0,0
0,0
0,0
21,880
21,880
-
-
-
-
-
-
-

2007
0
0
0
0
91,17
0,0
0,0
0,0
21,880
21,880
-
-
-
-
-
-
-

2008
0
0
0
0
91,17
0,0
0,0
0,0
21,880
21,880
-
-
-
-
-
-
-

2009
0
0
0
0
91,17
0,0
0,0
0,0
21,880
21,880
-
-
-
-
-
-
-

2010
0
0
0
0
91,17
0,0
0,0
0,0
21,880
21,880
-
-
-
-
-
-
-

2011
0
0
0
0
91,17
0,0
0,0
0,0
21,880
21,880
-
-
-
-
-
-
-


Таблица 2.6 - Динамика показателей разработки Соколовского месторождения (западного блока воронежского горизонта)

Год
Добыча за год, тыс. т
Темп отбора, %
Отбор от НИЗ,%
Дебит т/сут.
Обводн.,%
Накопленная добыча, тыс. т
Ввод.
Действ. фонд скважин
Закачка, м3
Компенсация, %

нефти
жидк.
от НИЗ
от ТИЗ
нефти
жидк.
нефти
жидк.
доб. скв.
добыв
нагн
годов.
накопл.
годов.
накопл.

1986
0,0
0,0
0,10
0,5
80,10
0,1
0,1
-
32,8
32,8
-
1
-
-
-
-
-

1987
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

1988
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-


Продолжение таблицы 2.6

1989
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

1990
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

1991
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

1992
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

1993
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

1994
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

1995
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

1996
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

1997
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

1998
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

1999
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

2000
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

2001
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

2002
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

2003
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

2004
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

2005
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

2006
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-



Продолжение таблицы 2.6

2007
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

2008
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

2009
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

2010
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-

2011
-
-
-






-
-
-
32,8
32,8
-
-
-
-
-
-
-


На рисунке 2.10. представлен график изменения пластового давления в целом по двум блокам елецко-задонской залежи.



Рисунок 2.10 - График изменения пластового давления в целом по елецкой залежи

На графике видно, что организация ППД в скважину 65 положительно отразилась на стабилизации и даже небольшом подъеме давления в скважинах 2-го блока.

Дострел в июле 1998 года средней части разреза в скважине 65, а так же ввод под нагнетание скважины 60 положительно отразилась как на рост давления второго блока, так и на стабилизации пластового давления в скважине 39 первого блока, что свидетельствует о наличии затрудненной гидродинамической связи между двумя блоками.

В целом по состоянию на 01.01.2012 года в целом из елецкой залежи Соколовского месторождения добыто 334,3 тыс. т нефти.

Залежь нефти восточного блока воронежского горизонта

Разработка залежи начата в октябре 1976 года скважиной 35, в которой при спуске эксплуатационной колонны, дальше глубины 3282 м колонна не пошла. В интервале воронежского горизонта с 3282 м до 3413 м - открытый ствол. Для изоляции водонасыщенных слоев семилукского горизонта в интервале 3413-3460 м установили цементный мост. Нижняя водонасыщенная часть воронежского горизонта осталась не изолированной.

Скважина 35 введена фонтаном со среднесуточным дебитом нефти 159 т/сут. Пластовое давление, замеренное в процессе бурения в открытом стволе на глубине 3360 м и приведенное к отметке условного ВНК (-3165 м) составило 39,6 МПа.

В первый месяц работы скважиной отобрано 4349 т нефти с обводнением 28%. Начиная с ноября 1976 года дебит нефти резко снизился до 0,2 т/сут безводной нефти.

В июле 1980 года при смене насоса печать дошла до глубины 940 м. Фрезом дошли до глубины 3150 м, глубже проходки не было.

До 1.01.87 г. скважина работала в периодическом режиме с дебитом не выше 0,03-1 т/сут безводной нефти. В январе 1987 г. скважину перевели на постоянную работу с дебитом жидкости 11-12 т/сут. В результате увеличения отборов жидкости обводненность добываемой продукции увеличилась до 99,4%.

В мае 1991 г провели изоляционные работы. При последней заливке НКТ оказались прихваченными, поднять НКТ не удалось. Скважину ликвидировали по техническим причинам в сентябре 1992 г.

На 01.01.2012 г. скважиной отобрано 8245 т нефти и 4458 т воды.


В ноябре 1976 года с семилукского горизонта для эксплуатации воронежских отложений переведена добывающая скважина 32. Скважину ввели фонтанным способом, начальный дебит составил 192 т/сут безводной нефти, начальное пластовое давление, замеренное в открытом стволе 15.04.1975 г. на глубине 3200 м в пересчете на ВНК (-3165 м) составило 38,6 МПа.

29.01.1997г. с семилукского на воронежский горизонт переведена скважина 63. С целью изоляции семилукского и перевода на воронежский горизонт в интервале 3346-3365 м установили цементный мост и выполнили перфорацию (ГПП) воронежского горизонта в интервалах 3306-3310 м, 3332--3327 м, 3336-3339 м и 3341-3344 м.

Скважина введена фонтанным способом с начальным дебитом 43,3 т/сут

безводной нефти.

Замер пластового давления, выполненный БелНИПИ 20.02.1997 г., составил 19,38 МПа, при давлении насыщения нефти газом 20,2 МПа.

Скважина эксплуатировала залежь фонтанным способом с дебитом 24-30 т/сут до апреля 2001 года. В мае 2001 года дебит резко снизился до 2,8 т/сут, к концу 2001 года дебит снизился до 0,1 т/сут. В связи с низким дебитом скважину остановили и перевели в контрольный фонд.

В мае 2008 года скважину из контрольного фонда вновь ввели в работу фонтанным способом с дебитом 0,1 т/сут безводной нефти. Через полгода, в октябре 2008 г. в продукции скважины появилась вода (66,7%) удельного веса 1,17-1,18 г/см3. В ноябре скважину перевели на механизированный способ эксплуатации (НВ – 32) и ввели в работу с дебитом жидкости 7,9 т/сут, обводненность продукции выросла до 97,8%. С такой обводненностью скважина проработала до июля 2009 года и была остановлена. В настоящее время скважина находится в контрольном фонде. Всего из воронежской залежи скважиной отобрано 33,7 тыс.т нефти, 34,7 тыс.т жидкости.

01.1998 г. с семилукского на воронежский горизонт переведена добывающая скважина 62 с начальным дебитом 4,6 т/сут безводной нефти, работавшая фонтанным способом. Начальное пластовое давление составило 24,77 МПа. Через месяц работы давление в скважине 62 составило 19,4 МПа (замер 6.03.98 г.), что соответствовало текущему в скважине 63. Скважина эксплуатировала залежь до декабря 2001 года со среднесуточным дебитом безводной нефти 0,5-1 т/сут. В январе 2002 года скважину перевели в контрольный фонд как низкодебитную. Всего из воронежской залежи скважиной 62 отобрано 6,543 тыс. т безводной нефти.

В целом на 1.01.2012г. из воронежской залежи восточного блока отобрано 81,7 тыс. т (65,9% от НИЗ утвержденных ГКЗ). Остаточные запасы залежи составляют 42,3 тыс.т. На рисунке 2.11 представлен график изменения пластового давления по добывающим скважинам воронежской залежи восточного блока.

Смотрите также файлы