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: 155

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



Основной объем добычи нефти (67,7% всей добычи блока), обеспечила скважина 36, пробуренная в сводовой части залежи с улучшенными коллекторскими свойствами. О характере выработки запасов нефти на блоке можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам на 01.01.2012 г.:

нефть, т жидкость, т

Скв.36 165245 165770

Скв.36s2 3684 5378

Скв.50 6877 6952

Скв.60 880 1539

Скв.66 35500 49000

Скв.68 36800 37000

Карта накопленных отборов по скважинам первого блока елецко-задонской залежи приведены на рисунке 2.14.



Рисунок 2.14 – Карта накопленных отборов по состоянию на 01.01.2012. Соколовское месторождение, елецкая залежь (2 блок)


Рисунок 2.15 - График изменения годовой добычи нефти с ГТМ и без ГТМ в период 1976-2011 гг. елецкой залежи 2 блока

Геолого-технические мероприятия, выполненные с 1998 года по 2011 год по всему фонду скважин, не только компенсировали потери нефти, но и привели к росту добычи в 2008 году. В результате бурения бокового ствола из скважины 36 добыча нефти составила в 2008 году 1013 т.

До организации ППД (03.1992 г.) залежь разрабатывалась на естественном режиме. Добыча нефти за этот период составила 146,0 тыс. т нефти или 49,5% от НИЗ, текущий КИН составил 0,213 при проектном 0,43. В том числе скважиной к этому времени было 36 отобрано 136,2 тыс. т нефти или 93,3% всей добычи.

Безводный период эксплуатации залежи длился до 05.1991 года. За безводный период из залежи отобрано 142,4 тыс. т нефти, что составило 48,3% от начальных извлекаемых запасов, текущий КИН составил 0,208 при проектном 0,43.

По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 249 тыс. т нефти (84,4% от НИЗ), жидкости – 265,7 тыс. т Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,363 при проектном 0,430. Текущий темп отбора от НИЗ – 1,7%. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда составил 41,5 тыс. т. Остаточные извлекаемые запасы нефти - 46 тыс. т, на одну скважину добывающего фонда приходится 23 тыс. т

Залежь нефти саргаевского горизонта восточного блока

Залежь нефти имеет ограниченные размеры, недоразведана. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Нефтенасыщенные коллекторы выявлены в скважинах 32, 62s2 и 63.


Учитывая, что в скважине 63 в интервале перфорации 3385-3393 м вскрыта верхняя часть саргаевских отложений, в интервале перфорации 3358-3374 м семилукские, можно предположить, что скважиной осуществлялась совместная эксплуатация семилукско-саргаевских отложений.

В соответствии со вскрытой нефтенасыщенной мощностью и коллекторскими свойствам, добычу нефти из скважины 63 разделили между семилукской и саргаевской залежами. В результате объем добычи нефти из саргаевской залежи составляет 245 т, остаточные извлекаемые запасы, согласно оперативному пересчету запасов составляют 30 тыс. т.

Залежь нефти семилукского горизонта восточного блока

Семилукская залежь на восточном блоке вскрыта скважинами 32, 33, 62, 62s2 и 63.

Выработка запасов восточного блока семилукского горизонта велась добывающими скважинами 32, 62, 62s2 и 63. О характере выработки запасов можно судить по распределению суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам на 01.01.2012 г. представленных в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Распределение суммарных отборов нефти и жидкости по скважинам на 01.01.2012 г.
нефть, т
жидкость, т

Скв.32
396657
393250

Скв.62
16664
17083

Скв.62s2
3
310

Скв.63
4610
4892

Карта накопленных отборов по скважинам семилукской залежи восточного блока приведены на рисунке 2.16.



Рисунок 2.16 – Карта накопленных отборов по состоянию на 01.01.2012. Соколовское месторождение, семилукская залежь (восточный блок)

Основной объем добычи нефти обеспечила скважина 32 (94,8%), расположенная в своде залежи, в зоне с максимальными нефтенасыщенными толщинами 26 м.

Безводный период эксплуатации залежи длился до 02.1993 года. За безводный период из залежи отобрано 170 тыс.т нефти, что составило 35,7% от начальных извлекаемых запасов, текущий КИН составил 0,193.

В результате проведения геолого-промыслового анализа разработки выполнена оценка скорости продвижения водонефтяного контакта по времени появления воды в продукции скважин. Для расчета по скважинам 32, 63, 62 и 62s2 в таблице 2.8 представлены сведения о глубине нижних дыр перфорации и датам появления воды.


Таблица 2.8 - Расчет скорости подъема ВНК (семилукская залежь, восточный блок)

№

скв.
Дата появления воды
Абсолютная отметка нижних дыр перфорации, м
Время продвижения ВНК, месяцы
Подъем ВНК

м
м/мес

62
01.02.1993
-3159


















38,9
12
0,31

63
01.05.1996
-3147


















8,05
44
5,47

32
01.01.1997
-3103


















167
2
0,01

62s2
01.10.2010
-3101









За период
213.92
58
0.27

На рисунке 2.17 отображено продвижение воды во времени к забоям добывающих скважин.

Уровень текущего ВНК на определенную дату можно вычислить. Согласно расчету, по состоянию на 1.01.2011 года, текущий ВНК находился на отметке -3095,6 м, т.е. вновь пробуренная скважина 62s2 с интервалом перфорации 3381 - 3422 м (-3097- -3130 м), вскрыла текущий ВНК, в результате чего был получен приток воды с пленкой нефти.



Рисунок 2.17 - График продвижения воды к нижним дырам перфорации добывающих скважин семилукской залежи восточного блока

Выполненные в декабре 2010 года водоизоляционные работы также были неэффективны. В интервале перфорации 3381-3385 м (-3097,76 - -3100,97 м) получен приток воды.


Разработка залежи - ведется с поддержанием пластового давления путем закачки воды в законтурную нагнетательную скв.64. Наличие хорошей гидродинамической связи обуславливает эффективное вытеснение нефти водой от нагнетательной скважины 64 к добывающей скважине 32.

На 01.01.2012 г. из залежи семилукского горизонта восточного блока отобрано 413,6 тыс. т нефти, что составляет 92,1% от извлекаемых запасов залежи. Остаточные извлекаемые запасы нефти – 35,2 тыс. т.

2.4 Анализ эффективности реализуемой системы разработки



По состоянию на 01.01.2012 г. на Соколовском месторождении в разработке находились залежи нефти елецко-задонского (I и II – ой блоки) в соответствии с рисунком 2.18, воронежского (западный и восточный блоки) и семилукского (восточный, западный блок) горизонтов.



Рисунок 2.18 – График разработки елецкого горизонта 1-го блока

На рисунке 2.19 представлены годовые темпы отбора нефти от начальных и текущих извлекаемых запасов нефти.

Залежь нефти елецкого горизонта первого блока

Залежь нефти елецко-задонского горизонта характеризуется высокой расчлененностью, невысокими фильтрационными характеристиками, гидродинамическая связь между скважинами затруднена. На рисунке 2.22. видно, что
разработка залежи велась с небольшими отборами безводной нефти, не превышавших 5,5 тыс.т в год.



Рисунок 2.19 - Динамика темпов отбора и коэффициента использования запасов елецкого горизонта 1-го блока

На рисунках видно, что с 1976 года по 1983 год залежь находилась на первой стадии разработки. Годовые темпы отбора от НИЗ не превышали 3,1%. За первую стадию отобрано 31,1 тыс.т нефти или 19,6% от начальных извлекаемых запасов. Вторая стадия разработки длилась два года (1984-1985 гг.), добыча нефти за эту стадию составила 10,6 тыс.т, к концу 2-ой стадии из залежи отобрали 36,2 тыс.т, что составляет 27,7% от НИЗ. Увеличение добычи нефти на второй стадии связано с работами по оптимизации в скважине 39. Начиная с 1986 года и по настоящее время, залежь находится на третьей стадии разработки. По состоянию на 01.01.2012 г. из залежи отобрано 85,3 тыс. т нефти (65,1% от НИЗ), жидкости – 85,9 тыс.т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,28 при проектном 0,429. Текущий темп отбора от НИЗ – 1,8%. Удельный отбор нефти на 1 скважину добывающего фонда составил 28,4 тыс. т. Остаточные извлекаемые запасы нефти – 45,7 тыс. т, на одну скважину действующего фонда приходится 45,7 тыс. т.

Основной объем добычи нефти обеспечила скважина 39 – 64,7 тыс. т или 75,8% всей добычи из залежи. Благодаря небольшим темпам отбора выработка запасов осуществлялась без воды, что и позволило выработать извлекаемые запасы на 65,1%. С целью увеличения темпов отбора нефти за период с 2007 года по 2011 год в добывающих скважинах проводили работы по интенсификации притока (СКР), оптимизации насосного оборудования и восстановлению фонда путем бурения бокового ствола. Анализ ГТМ по скважинам елецкого горизонта 1-го блока показан в таблице 2.9.

Смотрите также файлы