ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 15.06.2020
Просмотров: 434
Скачиваний: 5
Министерство образования и науки РТ
Альметьевский Государственный Нефтяной Институт
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных
и газовых месторождений
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине: «Разработка нефтяных месторождений»
на тему: «Расчет технологических показателей разработки по методике ТатНИПИнефть на примере Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения
НГДУ «Альметьевнефть»
Выполнил: студент гр. 19-14т
Габдрахманов Р.Р.
Проверил: Мусин М.М.
Альметьевск 2011 г
Содержание
проекта
Введение………………………………………………………………….……………..5
1. Общие сведения о месторождении…………………………………………………6
2. Геолого-физическая характеристика месторождения………..………………..….7
2.1. Характеристика геологического строения. ……………………..……….……7
2.2. Основные параметры пласта………………………………………………..…10
2.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность…….....10
2.2.2. Толщина пластов…………………………………………………..……..13
2.2.3. Показатели неоднородности пластов…………………………………...17
2.3. Физико-химические свойства флюидов. ………………………………..…..18
2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа………….……18
2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды………………….…….21
3. Анализ текущего состояния разработки…………………………………………..23
3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на
месторожднии………………………………………………………..……….23
3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по
месторождению…………………………………………………...……23
3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте
разработки…………………………………………………………..…..26
3.2. Анализ выработки пластов…………………………………………………...28
3.2.1. Ввод недренируемых запасов .............................................................…28
3.2.2. Оптимизация плотности сетки скважин................................................28
3.2.3. Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти . ………… 30
3.3. Характеристика показателей разработки……………………………………30
3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов……………...………34
3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических
показателей…………………………………………………………………....37
4. Расчет технологических показателей разработки……………...………………38
4.1.
Методика расчета……………………………………………………….........38
4.2. Исходные данные расчета. ………………………………………...….….....43
4.3. Результаты расчета и их анализ ………………………………………….....43
5. Выводы рекомендации по совершенствованию разработки площади….….....55
Список использованной литературы………………………………….…..……......57
Введение
Миннибаевская площадь начала вводиться в промышленную разработку в 1952 году. Первые нагнетательные скважины Альметьевске -Миннибаевского разрезающего ряда переведены под закачку воды в 1954 г. Сегодня это одна из наиболее выработанных площадей Ромашкинского месторождения, находится в промышленной разработке 27 лет. За этот период на площади проведено большое количество различных мероприятий по совершенствованию систем разработки с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения, интенсификации добычи нефти.
На 1.01.2009 года на площади пробурена 1551 скважина (из них 1132 добывающих, 419 нагнетательных). Фактическая плотность сетки скважин составляет 17,57 га/скв. (без учета пробуренных дублеров: 62 добывающих и 28 нагнетательных). Пробуренный фонд на 1.01.2009г. составляет 85,7 % от утвержденного проектного фонда.
Значительная доля запасов нефти на объектах Миннибаевской площади размещена в низко проницаемых, плотных, заглинизированных коллекторах. Разработка таких залежей характеризуется малыми темпами извлекаемых запасов, большая часть запасов из-за неоднородности коллекторов не охватывается дренированием даже при плотной сетке скважин. Традиционные методы нефтеотдачи на базе заводнения для таких пластов малоэффективны.
Для вовлечения в активную разработку дополнительных запасов нефти необходимо бурение добывающих и нагнетательных скважин, совершенствование системы заводнения путем разукрупнения объекта нагнетательными скважинами, организации широкого применения нестационарного метода воздействия с изменением направления фильтрационных потоков, для чего потребуется совершенствование системы
ППД.
1.
Общие сведения о месторождении
Миннибаевская площадь является составной частью Ромашкинского нефтяного месторождения. Она граничит на севере с Альметьевской, на юге с Зай-Каратайской, на востоке с Абдрахмановской площадями и на западе ее границей является Алтунино-Шунакский прогиб. В административном отношении площадь расположена на территории Альметьевского района.
Район площади выражен пересеченной местностью с холмистым рельефом. Абсолютные отметки уровня земли находятся в пределах от 90 до 230 м. Площадь пересекают многочисленные ручьи и речки, по ее территории проходят автомобильные дороги Бугульма-Альметьевск, Лениногорск-Альметьевск, а также железная дорога - Бугульма-Круглое поле. Город Бугульма, расположенный в 55 км. от г.Альметьевск имеет аэропорт республиканского значения. Ближайшие водные пристани находятся на судоходной р.Кама - г.Чистополь и г.Набережные Челны.
Климат умеренно континентальный. Самый холодный месяц январь, среднемесячная температура - 13,5-14,5°С. Наиболее теплый месяц июль, среднемесячная температура +18,0 +19,5°С. Среднее количество осадков 400 - 490 м. Снежный покров в среднем 140 - 150 дней. Преобладающее направление ветров - юго-западное. Наибольшая глубина промерзания грунта- 1,7 м.
Энергоснабжение района осуществляется от Куйбышевской ГЭС, Заинской ГРЭС и Нижнекамской ГЭС. На территории площади расположен ряд населенных пунктов: Миннибаево, Чупаево, Ст.Суркино.
Миннибаевская площадь разрабатывается НГДУ "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть".
2.
Геолого-физическая характеристика
месторождения
2.1. Характеристика геологического строения
Миннибаевская площадь, с размерами 19,5x13,3 километров и общей площадью 255,6 квадратных километров, приурочена к западно-центральной части структуры второго порядка - Южно-Татарскому своду. С запада ограничена Алтунино-Шунакским прогибом, отделяющим площадь от Ново-Елховской структуры.
Основным эксплуатационным объектом являются продуктивные отложения кыновского (До) и пашийского (ДО горизонтов, залегающие в среднем на глубине 1750-1770 метров. Эксплуатационный объект представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Коллекторами служат хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты.
В разрезе кыновского и пашийского горизонтов выделяется 9 продуктивных пластов: Д0 (кыновский горизонт), "a", "61", "62", "бз", "в", "п", "г2+з" , "д" (пашийский горизонт).
Коллекторы пласта До приурочены к средней части кыновского горизонта и развиты преимущественно в северо-западной и центральной частях площади, залегают в виде линз и полос различной величины от весьма крупных до мелких, вскрытых одной скважиной. Средняя толщина продуктивных пластов-коллекторов составляет 16,5 метров. Пласт До является отдельной частью пластово-сводового типа.
Корреляция пластов пашийского горизонта осуществляется с использованием репера "верхний известняк", выделяемого в кровле горизонта и репера "мулинские глины", залегающего в подошве пашийских отложений. Репер "верхний известняк" в пределах площади выделяется повсеместно, а репер "мулинские глины" на отдельных, небольших участках площади отсутствует, в связи со слиянием коллекторов пласта "д" и нижнезалегающего пласта Дг.
В
средней части горизонта выделяется
дополнительный репер "аргиллит",
расчленяющий
отложения пашийского горизонта на две,
различающиеся между
собой по характеру строения, пачки;
верхнепашийская, включающая пласты
«a»,
«61», «62», «бз» и нижнепашийская, сложенная
пластами «в», «п»,
«Г2+3», «Д».
Верхнепашийские отложения характеризуются линзовидным и полосообразным залеганием коллекторов, небольшими толщинами пластов (1,0-3,0 м.) и преобладающим распространением низко продуктивных коллекторов.
Нижнепашийским отложениям присуще площадное распространение коллекторов («в», «г2+з», частично «д») на большей части площади, представленных высокопродуктивными пластами, с значительно большей толщиной (в среднем 5-7 м. ).
Водонефтяной контакт (ВНК) в пределах Миннибаевской площади прослеживается, в основном, в пластах «п», «г2+з», и «д». В пределах площади ВНК выделен в 182 скважинах. Среднее его положение по площади в целом составляет- 1488,1 м.
Таблица 1
Исходные геолого-физические характеристики
горизонтов Д1 и Д0
-
№
Наименование
Величина
1
2
3
1
Средняя глубина залегания, Н, м
1750
2
Тип залежи
пластовый
3
Тип коллектора
терригенный
4
Размеры площади: длина, ширина(L/B, км)
10,2×6,3
5
Площадь нефтеносности, Sн, м2
64260000
6
Средняя толщина эффективная, hэ, м
18,2
7
Средняя толщина нефтенасыщенная, hн, м
16,5
8
Средняя насыщенность нефтью, ρн доли единиц
0,831
9
Пористость, m, доля единиц
0,181
10
Проницаемость, К, мкм2
0,352
11
Коэффициент вариации распределения проницаемости, υ(К), доля единиц
0,81
12
Пластовое давление, Р, МПа
13,8
Продолжение табл. 1
-
1
2
3
13
Пластовая температура, Т, 0С
40
14
Отметка приведения, Рпл и Т пл, Нпр, м
1488,1
15
15.1
Средние свойства флюидов в пластовых условиях:
Плотность нефти, ρн, т/м3
0,804
15.2
Давление насыщения нефти газом, Рн, МПа
8,1
15.3
Газосодержание нефти, Rн, м3/т
62,3
15.4
Газосодержание воды, Rв, м3/т
0,352
15.5
Объемный коэффициент нефти, вн, доли единиц
1,155
15.6
Объемный коэффициент воды, вв, доли единиц
не опр.
15.7
Вязкость нефти, μн, мПа۰с
3,55
15.8
Вязкость воды, μв, мПа۰с
1,371
16
16.1
Средние свойства флюидов в стандартных условиях:
Плотность нефти, ρн, т/м3
0,861
16.2
Плотность воды, ρв, т/м3
1,185
16.3
Вязкость нефти, μн, мПа۰с
21,7
16.4
Содержание серы в нефти, %
1,5
16.5
Содержание парафина в нефти, %
4,0
17
Начальные балансовые запасы нефти, Gн, млн.т
55,634
18
Начальные запасы растворенного газа, Gг, млн.м3
-
19
Коэффициент нефтеизвлечения, КИН, доли единиц
0,56
20
Коэффициент вытеснения нефти водой, доли единиц
0,660
21
Коэффициент продуктивности, Кд, т۰10/сут۰МПа
2,2
22
Коэффициент приемистости, Кн, м3۰10/сут۰МПа
3,3
23
Коэффициент удельной продуктивности, Кд.уд.,
т۰10/м۰сут۰МПа
0,14
24
Коэффициент удельной приемистости, Кн.уд.,
м3۰10/м۰сут۰МПа
0,22
25
Приведенный радиус скважины, rпр, м
0,1