Анализ разработки пласта Т1 Покровского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовой проект

по дисциплине “Разработка нефтяных и газовых месторождений”

“Анализ разработки пласта Т1 Покровского месторождения”

Самара 2011 г.

Содержание

пласт месторождение разработка нефть

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о районе, орогидрография

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника и коллекторские свойства пород продуктивных пластов

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

2. Технологическая часть

2.1 Анализ разработки пласта по стадиям и на текущую дату

2.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

2.3 Анализ геолого-технических мероприятий

Заключение

Список использованной литературы

Введение

В последнее десятилетие все острее встают вопросы, связанные со снижением уровня производства и в частности, с падением уровня добычи нефти в стране.

Определяется это многими причинами, одними из главных среди которых являются нехватка технологического оборудования, низкое его качество, не эффективные технологии производства.

Все это заставляет активно совершенствовать способы подъема нефти из скважин, тщательно решать вопросы оптимизации их работ и эффективного использования механического фонда. Если раньше в условиях социалистической системы хозяйствования эти вопросы не требовали тщательной проработки, потому как их влияние довольно слабо отражалось на себестоимости добычи нефти, то теперь оптимизация процессов добычи нефти и эффективное использование оборудования может показаться определяющей в работе предприятия. Это относиться в полной мере и к оптимизации работы скважин, и в частности к тем из них, где добыча осуществляется с помощью установок электропогружных насосов.

Это одно из крупных месторождений Оренбургской области. К настоящему времени оно разрабатывается 203-я скважинами, из которых 121 оборудовано установками электропогружных скважинных насосов. В этом плане эффективность использования механического фонда скважин и оптимизация режимов работ скважин, оборудования УЭЦН, является определяющим с точки зрения эффективности разработки всего месторождения и в частности пласта Т1.

В настоящей курсовой работе с учетом высказанных здесь представлений делается анализ разработки Покровского месторождения пласта Т1 с целью разработки рекомендаций по эффективному его использованию.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения по району, орогидрография

В административном отношении Покровское газонефтяное месторождение расположено на территории Грачёвского и Бузулукского районов Оренбургской области. В 30 км. к юго - западу от месторождения находиться г.Бузулук, через который проходит железная дорога Самара-Оренбург.

В орогидрографическом отношении Покровская площадь расположена на водоразделе рек Ток и M.Урал текущих в субширотном направлении. Местность сильно всхолмлена и перерезана сетью рек и оврагов. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +310м. на северо - западе и до +120м. на юго - востоке. Воды рек Самара, Ток и Урал используются местным населением для бытовых нужд и могут быть использованы для водоснабжения при проведении буровых работ и заводнения залежей. Покровское месторождение открыто в 1963 г. С 1964г. оно находится в промышленной разработке. Проект этой разработки и последующие его уточнения составляется институтом Гипровостокнефть. Месторождение с самого начала разрабатывается с поддержанием пластового давления. При этом используется вода из реки Самара.

Первым в разработку вступил блок №2, где в конце 1963г. началась промышленная эксплуатация месторождений c помощью двух скважин. Добыча в 1963-1968г. оставалась на низком уровне. В 1969г. фонд добывающих скважин увеличился до 17 штук, что несколько стабилизировало добычу нефти. Начиная с 1975г, добыча нефти начала увеличиваться в целом по месторождению в 1976 - 1979гг. годовая добыча нефти была выше проектных значений на 126,8 тыс. т. в 1978г., и на 50,5 тыс. т. в 1979г. Начиная с 1980г. отмечается ежегодное невыполнение проектных отборов нефти. Основные причины этого - меньший фактический фонд добывающих скважин и падение дебета по ним.

1.2 Стратиграфия

Геологический разрез Покровского месторождения сложен породами девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возраста.

В геологическом строении месторождения есть породы верейского, башкирского, бобриковского, турнейского горизонтов и девонских отложений. Основные промышленные запасы нефти приурочены к бобриковской залежи.

В целом бобриковский горизонт литологически представлен песчаниками, переслаивающими олевритами и арпемитами, пористость которых колеблется от 3 до 28%. Среднеарифметическое значение пористости составляет 20%, а проницаемость колеблется от 64 до 3098 мД и составит в среднем 760 мД по керку.

Турнейская нефтяная залежь приурочена к верхним отделам турнейского яруса. Коллектор представлен карбонатными породами с редкими прослоями аргилитов. Наличие залежей нефти предполагается и в окских пластах О1, О2, О6, запасы по которым оцениваются по категории С2. Пласты О4 и О5 водонасыщены на всей территории месторождения.

Пласт Т1 выделяется в нижней пасти каширского горизонта и промышленно-нефтеносен на Покровском поднятии. Промышленный приток нефти получен лишь в одной скважине № 315, по нижней дыре перфорации которой в совокупности с данными промысловой геофизики и был принят канальный ВНК залежи на абсолютной отметки минус 1546м.

Коллекторами являются пористые известняки, иногда замещающиеся плотными их разновидностями, образуя зоны выклинивания.

Тип залежи пластово - сводовый. Размеры ее в пределах границ запасов промышленной категории не больше 32х10 км, высота- 4,7м, глубина залегания пласта Т1 составляет интервал абсолютных отметок - 1541-1546(ВНК). Водонефтяная зона занимает небольшую площадь, составляющую 4% всей нефтяной площади залежи.

1.3 Тектоника и коллекторские свойства пород продуктивных пластов

В тектоническом отношении месторождения располагаются в пределах Бузулукской впадины и приурочены к Бобровско - Покровскому валу, являющемуся структурным осложнением южного борта Камско- Кинельской системы прогибов. Большинство поднятий этого вала относится к категории седиментационных, характеризующихся и высаживанием структурных форм снизу вверх от турнейского яруса до отложений верхней перми. Тоже самое характерно и для Покровской площади. По всем маркирующим горизонтам Покровское поднятие представляет собой резко асимметричную Северо- западного простирания с более крупным северным крылом. Угол падения слоев на крутых крыльях составляет 5 - 13, на пологих 2 - 4.

В пределах складки выделяется три основных поднятия Покровское (в центральной части складки), Западно - Покровское и Восточно - Покровское, осложненное в свою очередь рядом небольших куполков.

Покровское месторождение относится к многопластовым. Промышленная нефтеносность связанна с отложениями каширского (пласт А2), верейского (пласты А1, А2, А3), горизонтов, башкирского яруса (пласт А4), окского горизонта (пласт О3), Бобриковского горизонта (пласт Б2) и турнейского яруса (пласт В1). Кроме того, в отложениях перми выделяется одна газовая залежь в уфимском ярусе.

В Верейских отложениях коллекторами служат полиминтовые песчаники и пескалистые аллевралиты. Основным показателем выделения коллектора в связи с повышенной радиоактивностью пород, являются отрицательная амплитуда ПСи показания каверномера. Песчаники разделены глинистыми породами на пропластки. Коллектора имеют не повсеместное распространение по площади в силу их литологических изменчивостей замещение проницаемых песчаников слабопроницаемыми глинистыми алевралитами и глинами на востоке Южного и на юге Северного участков. Кроме того, между залежами участков также зафиксирован литологический экран. Залежи структурно - литологического типа. Наиболее литологически выдержанным и однородным является нижний пласт А3, который характеризуется и лучшими коллекторскими свойствами. Залегающие выше пласты А2 и А1 представляют собой серию небольших по толщинам песчаных пропластков, которые нередко выклиниваются по простиранию, образуя замкнутые линзы и полулинзы. Продуктивная часть верейского горизонта представлена проницаемыми песчаниками и песчанистыми аллевралитами, переслаивающимися с плотными прослоями глинами и глинистыми аллевралитами. При этом песчаники часто подвержены литологической изменчивости, сокращаясь в толщине в плоть до полного их выклинивания.

Так в скважине №900 верейский горизонт представлен полностью непроницаемыми породами.

Башкирский ярус

Коллекторами являются неравномерно пористые и кавернозные известняки, иногда доломиты, приуроченные к верхам яруса. Коллектора чистые, без примеси глинистого материала и разобщены плотными разностями пород на серию пропластков.

Пласт А4 достаточно полно представлен керном. Средняя пористость определялась по 197 образцам из 18 скважин и равна 16%, а средняя проницаемость -по 111 образцам по 15 скважинам и равна 173 мД. Нефтенасыщенность по геофизическим данным равна 84%. Залежь верейского горизонта разделяется на северную и южную.

Пласт А0 каширского горизонта представлен 1-2-мя, реже - 3 - мя проницаемыми пропластками известняков, толщина которых в пределах площади категории С1 достигает 3м.

Суммарная толщина их в целом по залежи колеблется в пределах от 14 до 30м, нефтенасыщенная от 12 до 30м, составляя в среднем 128 м, а для запасов категории С1 - 155м.

В разрезе верейского горизонта наблюдаются следующее. Обогащение разреза глинистым материалом происходит снизу вверх, о чем свидетельствует строение пласта верхней пачки (А1) продуктивной толщи, где он, в основном, представлен отдельными линзами.

Книзу разрез становится более песчанистым и проницаемые прослои в нижней пачке (А3) толщи более выдержаны как по площади, так и по толщине, которая здесь в некоторых скважинах достигает 15-20м. Суммарная эффективная толщина всей продуктивной части верейского горизонта колеблется в широких пределах от 1 до 337м, составляя в основном 20 - 30м.

Резкое изменение толщин объясняется, как уже отмечалось, литологической изменчивостью коллекторов. Так, например, в скважине № 753 происходит замещение почти всего разреза горизонта, за исключением маломощного пропластка в нижней пачке его (А3), толщиной в 1,4м в скважинах №№ 161, 648 сохранились небольшие пропластки лишь в верхней части разреза (А1) и в скважине № 111 - в пласте А2 - 1м. В то же время в скважинах №№ 106, 167, 225, 368, 623, 629 и другие проницаемые прослои составляют 17 - 20м., т.е. 60 - 98% всего разреза верейского горизонта.

Диапазон изменения нефтенасыщенных толщин колеблются на Северном участке от 0 до 29м., на Южном - от 0 до 35м., средневзвешенная толщина по участкам равна 8,8 и 8,98м.

Толщина плотных прослоев глин и глинистых аллевралитов находится в пределах - 0,3 - 5 - 18м, чаще 2-4м.

Пласт А4 башкирского яруса представлен чередованием пористых и непроницаемых разностей известняков, реже доломитов. Толщина отдельных их прослоев колеблется в больших пределах от 0,2 - 0,4 до 17 - 22 м, а в скважине № 135 она достигает 34,6м. Суммарная их толщина по отдельным скважинам составляет 3,6 - 39,2м.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина в целом по залежи равна 7,73м, изменяясь по площади от 0,5 до 25м. Распределение ее по площади неравномерно. Плотные пропластки имеют толщину - 0,2 - 11м, количество их достигает 18.

Пласт О3 Окского надгоризонта представлен чередованием плотных и проницаемых доломитов и известняков. Относительно выдержан по площади, и при общей толщине 10 - 30м эффективная часть его составляет порядка 48 - 50% изменяясь от 0,9 до 12м. Толщина проницаемых пропластков колеблется от 0,9 до 6 - 11м. суммарная по скважине - 0,9 - 12м., нефтенасыщенная - от 0,4 до 10,7м., составляя в среднем по залежи 4, 3м.

Наибольшая нефтенасыщенная толщина приурочена к центральному куполу Покровского поднятия - район скважины 374

Плотные непроницаемые прослои имеют толщину 0,2 - 6 - 13м., количество их составляют 2 - 16.

По пласту Т1 Бобриковского горизонта количество проницаемых пропластков достигает 19м., толщина которых составляет 0,2 - 14м., суммарная - 1,9 - 2,5, 6 м., суммарная нефтенасыщенная - 0,8 - 21,8 м в среднем по залежи - 6,3м. Размещение ее по площади залежи не имеет закономерности.

Плотные пропластки имеют большой диапазон колебаний по толщине - от 0,2 - 0,6 до 8 - 14м.

Пласт В1 Турнейского яруса представлен чередованием проницаемых и непроницаемых известняков. Толщина отдельных проницаемых пропластков колеблются от 0,2 до 12 - 16м, суммарная эффективная -1,2 - 16,3м., нефтенасыщенная - 0,4 - 16 - 18,4м, в среднем по залежи составляя 5,8м.

При этом закономерность ее размещения по площади не наблюдается. Толщина плотных непроницаемых пропластков имеет так же широкий диапазон изменений - от 0,4 до 14,6м, составляя, в основном 1-3м.

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти пласта Т1 изменяется от 0,7890 до 0,8306 г/см3,среднее пластовое давление 88 кгс/см2, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре от 53,0 до 73,4 кгс/см2, пластовый газовый фактор (газосодержание) от 36,6 до 50,6 м3/т (объем газа приведен к 20°С и 760 мм рт.ст.) динамическая вязкость пластовой нефти от 1,8 до 4,07спз. Средняя температура пласта составляет 43°С.

После ступенчатой сепарации в рабочих условиях плотность нефти 0,8387 г/см2, рабочий газовый фактор 39,4м3/т (при 20°С), динамическая вязкость разгазированной нефти 10,05 спз. Нефть добывается с пластовой водой, которая имеет плотность 1,1559 г/см3. Обводненность колеблется от 3 до 80%, и в среднем составляет 52%. В газе, выделившемся из нефти при ступенчатой сепарации в рабочих условиях: сероводорода 1,29% мольных, азота 13,72% мольных, метана 24,54% мольных, высших углеводородов (пропан + высшее) -36,6% мольных, гелия - 0,029% мольных. Относительная плотность газа по воздуху 1,179.

2. Технологическая часть

2.1 Анализ разработки пласта по стадиям и на текущую дату

Покровское месторождение введено в промышленную разработку в 1964г. Первые эксплуатационные скважины были пробурены на Бобриковские отложения. Эксплуатация залежей Турнейского объекта начата с 1976г.

Ввод залежей в разработку производился медленными темпами; достаточно отметить, что при относительно небольшом фонде скважин на формирование систем разработки по каждому куполу было затрачено 10 лет и более.

Максимальная добыча нефти по месторождению в целом - 273,4 тыс.т - была достигнута в 1989г. при темпе отбора НИЗ 3,4%. На эту дату обводненность продукции составляла 45,2% и из продуктивных пластов было отобрано 46,5% накопленной добычи нефти за весь срок разработки. Высокие отборы нефти, сопоставимые с максимальным значением, поддерживались в течение четырех лет (1988-1991гг.). В последующие годы происходило постепенное снижение годовой добычи нефти (со стабилизацией отборов в отдельные годы); средний темп падения добычи - 6,4% в год.

Наибольшая годовая добыча жидкости была получена в 1990г. (576,1тыс.т). В дальнейшем отборы жидкости, начиная с 1992г., относительно стабилизировались на уровне 500 тыс.т/год. В последние годы также наблюдается рост добычи жидкости (2002г.- 633тыс.т.,2003г.- 976тыс.т., 2004г.-1185тыс.т., 2005г.- 1460тыс.т.), в связи с проведением геолого-технических мероприятий и оптимизации на скважинах Покровского месторождения.

Закачка воды начата в 1981г. двумя нагнетательными скважинами. Закачка воды составила 23 тыс.м3/год. В качестве рабочих агентов для закачки используется сточная и пресная вода. В последние годы доля сточной воды в годовых объемах закачки постоянно возрастала, и в настоящее время полностью отказались от пресной воды. На дату анализа закачка сточной воды на пластах В1 и Б2 составляет 1108 тыс.м3.

Пласт Т1

Максимальная добыча нефти по объекту Т1 была достигнута в 1989г. - 270,0 тыс.т при темпе отбора НИЗ 3,69 %, максимальная добыча жидкости - 569,0 тыс.т - в 1990г.

В динамике технологических показателей разработки пласта Т1 выделяется три стадии.

1 стадия (с 1980г. до 1987г.).

Наблюдается снижение годовой добычи нефти и жидкости при относительно стабильной обводнённости.

В этот период эксплуатация залежи производилась ограниченным фондом (6 скважин) фактически на естественном режиме, поскольку закачка воды осуществлялась в единственную скв.№804, расположенную в северо-восточной части структуры вблизи контура нефтеносности; среднее пластовое давление снизилось на 8,1МПа (с 21,7 до 13,6МПа). Все скважины к 1987г. в разной степени обводнены (от 9 до 95%) в основном за счет неконтролируемых перетоков пластовой воды из объекта Б2 и частично законтурной водой пласта В1, в связи с низким качеством строительства скважин. Только по скв.№802 обводнение продукции могло быть следствием закачки воды.

Снижение объемов добычи на этом этапе обусловлено значительным уменьшением средних дебитов жидкости и нефти c максимальных значений 37,7 и 29,9т/сут до 15,7 и 11,8т/сут за 1987г.

2 стадия - 1988-1991гг.

Рост отборов жидкости и нефти при относительной стабилизации соответствующих дебитов и небольшом росте обводнённости.

В этот период введен в эксплуатацию проектный фонд скважин (23 добывающие и 7 нагнетательных) и фактически заканчивается формирование системы разработки.

Стадия характиризуется максимальной добычей нефти достигнутой в 1990г. - 60 тыс.т., увеличение объемов закачки способствовало росту пластового давления до 17,5МПа.

В 1991г. все добывающие скважины давали обводненную продукцию; при средней обводненности 27,0%. В 25% скважин содержание попутной воды превысило 90%. Обводнение скважин происходило как за счет закачиваемой воды, так и из-за скважинных перетоков пластовых вод верхнего объекта Т1; отдельные скважины (например, №№ 1524, 1553) обводнялись, вероятнее всего, только “чужой” пластовой водой.

3 стадия - с 1992г. и по настоящее время.

Общее снижение добычи нефти со стабилизацией в отдельные годы, изменение добычи жидкости в небольших пределах.

Уменьшение годовых отборов нефти происходило со средним темпом 7,9% (в отдельные годы отмечался как небольшой рост добычи, так и увеличение темпов снижения - до 25% в год). По отборам жидкости происходило постоянное небольшое увеличение до середины этапа.

Средние дебиты нефти постепенно снижались с 7,0 до 3,0т/сут, средние дебиты жидкости изменялись в пределах 11-15т/сут.

Обводнённость продукции продолжала увеличиваться, наибольший её рост произошёл в 1992-1994гг. (до 63,1%). В эти годы практически по всем добывающим скважинам содержание попутной воды увеличилось (на 11-58%), возросло количество высокообводнённых скважин, началось выбытие обводненных скважин в бездействующий фонд. Единственная новая скважина №1654 вступила в эксплуатацию с обводненностью 85,9%. После 1994г. изменения в обводнённости продукции не столь существенны.

Объёмы закачки и компенсация отбора закачкой постепенно уменьшались, однако среднее пластовое давление после небольшого снижения до 16,6 МПа вновь возросло до 17,8 МПа.

По месторождению в целом за 2005г. добыто 185,347 тыс.т. нефти, что на 36 тыс.т. меньше чем в 2004 году по причине истощения, увеличения % воды с 81,32 до 87,3%. За 2006г. добыча жидкости - 1459,881 тыс.т., что на 274 тыс.м3. за счет проведения дополнительных геолого-технических мероприятий, оптимизации. Закачка воды - 1108,404 тыс.м3, текущая компенсация - 84,5%, накопленная - 96,9%.

Накопленная добыча по месторождению - 4914,156 тыс.т. Степень выработки месторождения составила 61,4%, обводнённость - 87%. Средний дебит нефти - 9,45 т/сут, жидкости - 74 т/сут. Текущий КИН - 0,23.

Основное влияние на увеличение отборов нефти, жидкости и рост обводнённости в 2005г. оказала оптимизация режимов работы 7 скважин (№№1555, 1648, 1597, 1556, 1615, 801, 830) эксплуатирующих пласт Т1, по которым была произведена смена способа эксплуатации с ШГН на ЭЦН.

По указанным скважинам прирост добычи нефти в 2005г. составил 1759 т, прирост добычи жидкости - 12660 т; среднегодовые дебиты возросли по нефти в 1,7 раза (с 13,78 до 22,96 т/сут), по жидкости - в 1,8 раза (с 95,73 до 175,01 т/сут); обводнённость продукции увеличилась с 50,2 до 59,9%.

В то же время по остальному фонду в сумме отмечено снижение годовых отборов жидкости и нефти при относительно небольшом росте обводнённости (с 81 до 87,3%) и уменьшением среднегодовых дебитов нефти (с 11,9 до 9,5 т/сут) и увеличением среднегодовых дебитов по жидкости (с 59,5 до 74,4 т/сут). Это является совокупным результатом влияния обычных изменений показателей отдельных скважин (таких как обводнённость продукции, коэффициенты эксплуатации), их статуса (перевод в бездействующий фонд, отключение высокообводнённых скважин) и укладывается в общую схему динамики технологических показателей в предыдущие годы.

По основному пласту Т1 за 2005г. добыто 154,775 тыс.т. нефти, 1356,9 тыс.т жидкости при среднегодовой обводнённости продукции 88,6%. Текущий КИН - 0,233, степень выработки от НИЗ - 64,7%. В продуктивные пласты закачано 365 тыс.м3 воды.

2.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Основные показатели разработки приведены в таблице 1.

Таблица 1

Показатели	Годы разработки
	2003	2004	2005
	Проект.	Факт.	Проект.	Факт.	Проект.	Факт.
1.Годовая добыча нефти, тыс.т	111,8	172,9	221,4	221,5	221,9	185,3
2.Годовая добыча жидкости, тыс. т	485	976,2	1185	1185,4	1273	1459,8
3.Обводненность добываемой продукции, %	76,9	82,3	81,3	81,3	82,6	87,3
4.Закачка воды, млн.м3	560	670,3	770	770,5	850	1108,4
5.Количество добываемых скважин, ед.	138	116	115	115	113	111
6.Количество нагнетательных скважин, ед	41	46	53	53	55	57
7.Среднесуточный дебит, т/сут: По нефти	2,6	7,7	11,1	11,1	11,0	9,5
По жидкости -	11,3	43,6	59,5	59,5	63,0	74,4
8.Темп отбора, % От текущих извл. запасов	4,7	4,8	6,3	6,3	6,7	5,7
От нач. извлечённых запасов	1,7	2,2	2,8	2,7	2,8	2,3

Действующий проектный документ - «Дополнение к технологической схеме разработки Покровского нефтяного месторождения Оренбургской области» (Гипровостокнефть, 1989г.).

В процессе реализации проектного документа были уточнены начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти, которые прошли государственную апробацию и были утверждены ГКЗ в 2000г. По новым оценкам по месторождению в целом НБЗ и НИЗ увеличились вдвое. Таким образом, проектный документ создавался на заниженные запасы, что и обусловило в значительной степени расхождение проектных показателей по большинству залежей. Поэтому сопоставление проектных и фактических показателей, приведенное ниже, носит во многом формальный характер.

По состоянию на 1.01.2006г. по месторождению в целом фактическая накопленная добыча нефти меньше проектной на 1% (36,7тыс.т.), это прежде всего связано с возрастающей обводненностью действующего фонда скважин, а накопленная добыча жидкости - незначительно больше проектной на 184,6тыс.т., или на 1%. Накопленная закачка воды также немного превышает проектный показатель на 2% (257,9тыс.м3).

По годовым отборам в динамике превышение фактических показателей добычи нефти над проектными составили: в 2001г. расхождение составило 5% меньше проектного, в 2002г. увеличение показателей на 14%, в 2003г. на 54 %, в 2004г. фактические показатели аналогичны проектным, в 2005г. наблюдается снижение добычи нефти на 17%.

По годовым отборам жидкости наблюдается общая тенденция увеличения, так в 2001г. расхождение составило 3%, в 2002г. - 33%, в 2003г. - 101%, в 2004г. аналогично проекту, в 2005г. - 14%.

Фактические средние дебиты жидкости и нефти по месторождению в целом больше проектных. Фактический фонд добывающих меньше на 22% и нагнетательных скважин больше на 29% от проектного.

Фактический объем закачанной воды превышал проектную закачку, начиная с 2002 года, в 2003 году в 1,6 раза, а в 2004 году в 2,4 раза, а в 2005 году в 3,6 раза. Этому способствовало: увеличение приемистости скважин, особенно в последние годы, она была выше проектной в 2 раза, увеличения фонда нагнетательных скважин за счет перевода их из добывающего фонда, а также большого объема проводимых работ по очистке призабойной зоны пласта и проведению работ по увеличению приемистости.

2.3 Анализ геолого-технических мероприятий

За 2003-2005гг. по объекту наблюдается рост добычи нефти и жидкости за счет проведения различных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Мероприятия, которые были выполнены по добывающим скважинам на пластах Т1 и Т2 в период 2003 - 2005 и способствовали увеличению добычи нефти - представлены в таблице 2.

Таблица 2

Мероприятия	2003	2004	2005
	кол-во скв	Эффект т.тонн нефти	Кол-во скв	Эффект т.тонн нефти	Кол-во скв	Эффект т.тонн нефти
ГРП			3	6,021
БОПЗ			2	1,157	2	1,318
Оптимизация	10	24,419	2	1,475	7	11,924
Приобщение пластов			4	16,126	3	7212
Ликвидация аварий	1	4,02	3	14,184	5	5831
ОПЗ					1	642
ВСЕГО	11	30,439	14	38,963	18	26,927

Внедрение геолого-технических мероприятий позволили увеличить добычу нефти в 2003 году на 30,439 тыс.т. дополнительной нефти, в 2004 году на 38,963 тыс.т. нефти и в 2005 году на 26,927 тыс. т.

Судя по результатам 2003 - 2005 годов внедрение таких методов как большеобъемная очистка призабойной зоны (БОПЗ), оптимизация, ликвидация аварий и приобщение пластов (ПП), по большинству скважин оказались эффективными и их необходимо использовать в качестве методов увеличения нефтеотдачи пластов в дальнейшем.

Заключение

Покровское месторождение введено в промышленную разработку в 1964г. В 1975-1976гг. введены в эксплуатацию объекты Т1, Т2. По состоянию на 1.01.2006г. из продуктивных пластов месторождения отобрано 4914,2 тыс.т нефти и 13406,6 тыс.т жидкости, закачано в пласты 12971,9 тыс.м3 воды. Отбор НИЗ составил 61,4 % при обводненности продукции 87,3 %. Текущий КИН - 0,235 (при утвержденном 0,236).

Максимальный уровень добычи нефти по месторождению в целом - 273 тыс.т, был достигнут в 1989г. при темпе отбора НИЗ - 3,69% и обводнённости продукции 45,2 %. Высокие отборы нефти, сопоставимые с максимальным значением, удерживались на протяжении шести лет (1987-1992гг.). В последующие годы происходило постепенное снижение годовой добычи нефти со средним темпом падения 6,3% в год. С 2001г. отмечается рост добычи нефти, связанный с активным вовлечением в разработку невыработанных запасов.

В течение 2001-2005гг. на месторождении были активизированы работы по повышению эффективности выработки запасов и использования фонда добывающих и нагнетательных скважин. За этот период были проведены геолого-технические мероприятия: гидроразрывы пласта (часто в сочетании с кислотными обработками), соляно-кислотные и глино-кислотные обработки, перестрелы, дострелы, дополнительная перфорация, возвратные работы, приобщение пластов, переводы скважин с одного пласта на другой, ограничение водопритоков, оптимизация режимов работы скважин, а также технические мероприятия (ловильные работы, ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн, установка цементных мостов и др.). В результате чего был получен значительный эффект.

Анализ разработки пласта Т1 показал, что утвержденный КИН - 0,379 вполне достижим так как:

1. Система разработки пласта Т1 достаточно эффективна и обеспечивает выработку запасов нефти из пласта.

2. Основными источниками обводнения являются закачиваемая вода и пластовые воды. Прорывные «чужие» воды присутствуют в продукции, но имеют подчиненное значение.

3. Проведение большого количества геолого-технических мероприятий в 2003-2005 годах на добывающих скважинах, позволили заметно улучшить состояние разработки Турнейской залежи. Мероприятия по пуску новых нагнетательных скважин и увеличению приёмистости по нагнетательным скважинам оказало положительное влияние на эффективность закачки воды и увеличению дебитов добывающих скважин.

4. Проведение оптимизации, также позволяет увеличивать дебиты нефти скважин (данный анализ рассмотрен в технической главе).

Мною предлагаются следующие рекомендации по разработке пласта Т1 Покровского месторождения согласно проведенного анализа:

1. В связи с несоответствием проектных и фактических показателей разработки необходимо выполнить новый проектный документ.

2. Ввести из бездействующего фонда скважины. В связи с большим количеством бездействующего фонда скважин вводить их постепенно, только после проведения по ним ремонтно-изоляционных работ, проведение комплекса работ по увеличению их продуктивности и бурения боковых стволов.

3. Усиление системы заводнения, переводом под нагнетание некоторых скважин.

4. На добывающих скважинах - проведение работ по изоляции высокообводнённых интервалов.

5. На нагнетательных скважинах - проведение работ по ликвидации заколонной циркуляции, ограничению приёмистости высокопроницаемых каналов.

Список используемой литературы

1. Справочное руководство по проектированию разработка и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под редакцией М.К. Гиматудинова м. Недра 1983 г.

2. Данные НГДУ «Бузулукнефть».

3. Методические разработки преподавателей СамГТУ.

4. Юрчук А.М., Истомин А.З. «Расчёты в добыче нефти» 1979 г.

Размещено на Allbest.ru

...