Добыча нефти на Южно-Киенгопском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Геолого-физическая характеристика верейского объекта разработки

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

1.5 Выводы

2. Технологический раздел

2.1 Текущее состояние разработки Южно-Киенгопского месторождения

2.2 Технико-эксплутационная характеристика фонда скважин

2.3 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения

2.3.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

2.3.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

2.3.3. Анализ выработки запасов нефти

2.3.4 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

2.3.5 Анализ эффективности ГТМ

2.4 Выбор и обоснование бурения горизонтальных скважинных

2.5 Литературный обзор известных технических решений по бурению горизонтальных скважин

2.6 Проектирование данного технического решения для Южно-Киенгопского месторождения

2.7 Расчет технологических показателей проекта. Выводы

3. Экономический раздел

3.1 Обоснование показателей экономической эффективности

3.2 Методика расчета базисного варианта

3.3 Расчет основных экономических показателей и показателей экономической оценки

3.4 Выводы по экономическому разделу

1. ВВЕДЕНИЕ

Большинство месторождений Удмуртской Республики относится к сложнопостроенным продуктивным объектам с трудноизвлекаемыми запасами нефти. К осложняющим особенностям нефтяных месторождений относится сильная геолого-литологическая расчленённость коллекторов, многопластовость, повышенное и высокое содержание в нефти таких осложняющих компонентов, как парафин, смола, сера, повышенная и высокая вязкость самой нефти, заключённой в резко неоднородных коллекторах карбонатного типа.

Основные разрабатываемые месторождения имеют высокие выработанность запасов, находятся в стадии падающей добычи нефти. Для выработки трудноизвлекаемых запасов требуется внедрение принципиально новых технологий. Бурение новых вертикальных скважин на разрабатываемых месторождениях неэффективно, возможности циклического заводнения ограничены и не позволяют достичь конечных коэффициентов нефтеотдачи, поскольку невозможно ввести в работу тупиковые зоны.

Для рациональной разработки таких месторождений потребовались принципиально новые высокоэффективные технологии с учётом специфики их геолого-физического строения и качества нефти, начато бурение горизонтальных скважин.

Горизонтальное бурение позволяет повысить плотность сетки разработки пластов месторождения при меньшем количестве скважин, а это означает меньшее воздействие на окружающую среду. Цель данной работы - показать насколько перспективно и эффективно внедрение метода бурения горизонтальных скважин в верейском объекте разработки Южно-Киенгопского месторождения.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общие сведения о месторождении

Южно-Киенгопское месторождение находится в промышленной разработке с 1973 года и расположено на территории Якшур-Бодьинского административного района Удмуртской Республики, в 35 км к северу от г. Ижевска и в 8 км к югу от крупного Чутырско-Киенгопского месторождения.

Территория месторождения расположена в бассейне правых притоков р. Иж и имеет холмистый рельеф.

Речная сеть представляет собой систему малых речек, таких как Большой Иж, Бегешка и др.

Уровень грунтовых вод на понижениях и пойменных участках располагается на глубинах 1-5м. Cельскохозяйственными угодьями занята в основном сводовая и присводовая части месторождения.

Климат района умеренно-континентальный, среднегодовая температура равна +1,5. Средняя температура воздуха зимой составляет

-15. Толщина снежного покрова достигает 0,6-0,8м, промерзание грунта до 1-1,2м.

Период с отрицательной температурой начинается во второй половине октября и заканчивается во второй половине апреля. Средняя температура воздуха в летний период равна +17,5. Среднегодовое количество осадков составляет около 500-600мм и приходится в основной на лето.

Национальный состав местного населения - удмурты и русские, которые заняты в основном на сельскохозяйственном производстве и лесоразработках.

Кроме нефти, в окрестностях месторождения выявлены известняки, торф, строительный песок.

1.2 Геолого-физическая характеристика верейского объекта разработки

В тектоническом отношении месторождение расположено в Центральной части Верхнекамской впадины, представляющей глубоко погруженную зону по кристаллическому фундаменту, выполненную мощным комплексом пород рифейского возраста.

Поднятие по кровле эффективной части пласта B-II верейского горизонта и нижележащих продуктивных отложений среднего и нижнего карбона имеет куполовидную форму с увеличением крутизны крыльев и уменьшением размеров поднятия с глубиной.

Геолого-физические материалы подтверждают рифогенную природу Южно-Киенгопского поднятия с формированием рифогенной постройки в фаменское время. В последующее время поднятие развивалось как структура облекания.

В стратиграфическом плане верейский горизонт приурочен к московскому ярусу среднего карбона, который подразделяется снизу вверх на верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

Верейский горизонт представлен чередованием терригенных и карбонатных пород. Продуктивные нефтенасыщенные пласты B-II и B-III залегают в нижней части горизонта и представлены чистыми разностями известняков серого цвета, органогенно-детритовыми, пористыми.

Пласты имеют небольшие эффективные толщины, которые изменяются от 2 до 5 м, в среднем составляя 2,9 м.

Число проницаемых прослоев по пласту B-II-1-2, по B-III-1-3. Пласт

B-III более неоднородный и менее проницаемый, по площади нефтеносности отмечается его замещение плотными породами. Залежь пластово-сводовая по пласту B-II и литологически ограниченная по пласту B-III. Экранирующей покрышкой являются карбонатно-глинистые отложения верейского горизонта толщиной 15-20 м. ВНК принят единым на абсолютной отметке - 1043,2 м.

Залежь пласта B-III литологически-экранированная и приурочена к повышенным участкам структуры до абсолютных отметок 1000-1010 м, ниже - пласт замещается плотными породами. Залежь не контактирует с водой и имеет замкнутый упругий режим.

Проницаемость по керновым данным составляет по пласту B-II 0,128 мкм2, пористость по ГИС принята по B-II-0,17, по B-III-0,16, нефтенасыщенность соответственно 0,73 и 0,57.

Характеристика пластов и залежей верейского горизонта приведена в таблице 1.

Таблица 1

Характеристика пластов и залежей верейского горизонта

Параметры	верейский
	B-II	В-III
Глубина залегания, м	1175	1185
Тип коллектора	карбонатный	карбонатный
Нефтенасыщенная толщина, м	2.09	1.0
Пористость, доли ед.	0.17	0.16
Нефтенасыщенность, доли ед.	0.73	0.57
Проницаемость, мкм2/с	0.128	-
Тип залежи	пласт. Свод.	Литолог. Огран.
Размер залежи, км	2.6х2.3	1.4х1.1
Высота залежи, м	110.5	-
Глубина ВНК, абс. М	- 1043.2
Пластовое давление МПа	12,42	-
Пластовая температура °С	25,5
Давление насыщения нефти газом МПА	8,0
Газовый фактор м3/т	21,9	21,9
Объемный коэффициент д.е.	1,016
Вязкость нефти мПа·с в пластовых условиях	3,8	3,8
Вязкость нефти мПа·с в поверхностных условиях	8,09	8,09
Плотность т/м3 в пластовых условиях	0,836	0,836
Плотность т/м3 в поверхностных условиях	0,850-0,860	0,850-0,860
Содержание асфальтенов %	0,8
Содержание смол %	10,98
Содержание парафинов %	2,5
Содержание серы %	1,67

Продуктивная пачка залегает в нижней части верейского горизонта. Залежи нефти приурочены к пористым и кавернозным известнякам пластов B-III и B-II. Мощность прослоев изменяется от 0,4 до 16,4м, количество прослоев колеблется от 2 до 5.

Микроскопически проницаемые разности известняков - органогенно-обломочные. Цемент поровый и крустификационный, в пласте - B-III глинистый.

Особенностью продуктивной пачки верейского горизонта является наличие терригенной примеси в виде алевролитовых зерен кварца. Почти во всех шлифах фиксируются вторичные процессы.

Группы пород:

1) С пористостью до 11% и проницаемостью 1 мД, представленных известняками детритовыми или микрозернистыми, глинистыми в пласте B-III с алевролитовой примесью.

Нефть в таких породах встречается в виде выпотов или отдельных примазок.

2) Породы с пористостью от 11% и проницаемостью более 1мД, распространенные в эффективной части пласта, и как правило, равномерно насыщенные нефтью.

Значение нижнего предела пористости установленное по геофизическим исследованиям несколько менее 8,2%. Однако, усредняющие возможности промыслово-геофизических методов, более широкие в сравнении с лабораторными, делают эту величину более вероятной.

Образцы с пористостью 8,2% отбраковывались и в расчет средних значений не принимались. Для расчета средних значений пористости с учетом этого предела приняли 107 образцов, что составляет 3,7 образца на 1м продуктивного разреза. Пористость верейского коллектора колеблется от 9,9 до 24,4%. Средневзвешенное значение пористости пласта B-II равно: для нефтенасыщенной части 15,9%; для водонасыщенной части - 15,11%; пласта B-III: для нефтенасыщенной части - 16,06%, для водонасыщенной не определялось из-за непредставительности образцов.

Средневзвешенное значение проницаемости пород в водонасыщенной части пласта B-III в перпендикулярном напластованию направлении оказалось равны 30,85 мД нефтенасыщенной части - 129,36 мД то составляет 0,9 образцов по 1м продуктивного пласта.

Среднеарифметическое значение нефтенасыщенности для пород-коллекторов верейского горизонта равны: для пласта B-II 84,01%, для пласта B-III - 91,90%.

1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

коллектор нефть месторождение разработка

Физико-химические свойства нефти

Пластовое давление 12,42 МПа, пластовая температура 25,5С, газонасыщенность нефти - 21,9 м3/т, давление насыщения - 8 МПа, плотность нефти 0,836 г/см3, вязкость 3,8 мПа·с. По физико-химическим качествам нефть Южно-Киенгопского месторождения наряду с Архангельской является лучшей среди месторождений Удмуртии (табл.2).

В поверхностных условиях имеет плотность 0,850 г/см3, вязкость - 8,09 мкм2,с, содержание асфальтенов 0,8%, смол - 10,98% парафинов 2,5%, серы 1,67%.

Таким образом, нефть верейского горизонта легкая, маловязкая, малосмолистая, малосернистая, малопарафинистая.

Физико-химические свойства пластовой воды

Таблица 2

Сведения о химических и физических свойствах пластовой воды

N п/п	Параметры	Ед. измерения	Пласт верейский
1	Вязкость в пластовых условиях	мПа·с	1,62
2	Пластовая температура	°С	25,5
3	Удельный вес воды	(кг·м)/ (м2·с2)	1,177
4	Минерализация	г/л	267,7 - 272,58
5	Содержание Na+K	мг/л	977,12
6	Содержание Ca	мг/л	156,31
7	Содержание Mg	мг/л	50,46
8	Содержание SO4	мг/л	1059,2
9	Содержание HCO3	мг/л	36,6
10	Содержание NH4	мг/л	130
11	Содержание Br	мг/л	572,65

Физико-химические свойства попутного газа

В составе попутного газа содержится повышенное количество азота. По верейскому горизонту значение его колеблется от 40 до 50%. Такое содержание азота, а также низкие газовые факторы дают возможности использовать попутный газ как топливо, только на нужды промышленных предприятий. Относительная плотность газа по воздуху - 1,268 - 1,399.

Запасы нефти в соответствии с пересчетом, выполненным УКО «ТатНИПИнефть» (1986г) по результатам эксплуатационного бурения, принятые ЦКЗ в 1991г по верейскому объекту составляют: 1256 тыс. т балансовых (1189 тыс. т по пласту В-II, 67 тыс.т по пласту B-III) и 545 тыс. т извлекаемых (513 тыс. т по пласту В-II, 32 тыс.т по пласту B-III) при КИН 0,434.

1.5 Вывод

Поднятие по кровле эффективной части пласта имеет куполовидную форму. Верейский горизонт представлен чередованием терригенных и карбонатных пород. Пласты коллекторы характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью, представлены в основном чередованием маломощных пропластков, имеют небольшие эффективные толщины, которые изменяются от 2до 5м. Также верейский объект обладает наиболее благоприятным соотношением проницаемости, пористости и пластового давления, что обеспечит хороший приток к забою скважины и более полную выработку залежи.

Запасы нефти легкие, маловязкие, малосернистые, малосмолистые, малопарафинистые.

Рассмотрев верейский объект и оценив его по основным геологическим критериям, принимаем решение о переходе на разработку горизонтальными скважинами.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Текущее состояние разработки Южно-Киенгопского месторождения

Объект разрабатывается скважинами возвратного фонда и горизонтальными скважинами, пробуренными в опытном порядке в соответствии с «Дополнением к проекту разработки Южно-Киенгопского месторождения с бурением опытных горизонтальных скважин на верейскую залежь». Утвержденный II вариант предусматривал бурение 17 скважин, в том числе 12 добывающих (№ 21-32) и 5 нагнетательных (№ 33-37). Фактически пробурено 13 скважин (76 % от утвержденного для бурения фонда). Не пробуренными остались две добывающие скважины - № 21 и 32 и две нагнетательные скважины - № 33 и 34, расположенные в зоне небольших нефтенасыщенных толщин (менее 2-х м). Исключение их из бурения является обоснованным, т.к. удельные остаточные запасы на каждую скважину составляют всего 6,2 тыс. т.

Основные запасы нефти по объекту приходятся на пласт В-II (рис.1).

Рис. 1. Распределение запасов верейского объекта по пластам

Кроме того, с нижних объектов предполагалось перевести в добывающие 10 скважин (№59, 73, 74, 76, 79, 100, 102, 103, 104, 105), в нагнетательные - 2 скважины (№ 343 и 360). За период с 1996-2002 г.г. на верейский объект переведено 5 скважин: с башкирского объекта 1 скважина - №79, с яснополянского 4 скважины - №74, 100, 343, 360.

Начальные дебиты нефти по скважинам верейского объекта находились в диапазоне от 0,5 т/сут до 35 т/сут (рис. 2).

Рис. 2. Распределение фонда скважин верейского объекта по начальным дебитам

Проектом разработки Южно-Киенгопского месторождения [5] эксплуатация верейского объекта предусматривалась, в основном, возвратным фондом скважин с нижележащих объектов и бурением новых вертикальных скважин. Предполагалось, что общий фонд скважин составит 26, из них 4 нагнетательных. Планировалось сформировать приконтурную систему заводнения. В соответствии с «Дополнением к проекту разработки…» [6] в опытном порядке предусматривалось вместо 7 вертикальных скважин (25, 26, 29, 37, 35, 27, 30) бурение стольких же горизонтальных скважин в объеме одного площадного элемента, представленного четырьмя добывающими и 3 нагнетательными скважинами. Максимальный фонд скважин - 31, в том числе 22 добывающих, 7 - нагнетательных, 2 - поглощающих (31П и 360П). Рекомендации авторского надзора [9] по усилению системы ППД, восстановлению продуктивности и переводам скважин с нижележащих объектов выполнены.

2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

Фонд скважин по объекту составляет 25, в том числе 17 добывающих и 8 нагнетательных. Из числа добывающих скважин 6 горизонтальных: 25, 26, 27, 29, 30, 37. Скважина 36Г в 2001 году переведена под закачку, скважина 30Г по причине неисправности СКН находится в бездействии.

Эксплуатация горизонтальных скважин на объекте осуществляется при средних забойных давлениях 4,9 МПа (рис. 4), что ниже на 16 % ниже проектного уровня (6-7 МПа) и на 37 % ниже давления насыщения (8 МПа). Эксплуатация при таких режимах горизонтальных скважин и БГС допускается.



Рис. 3. Распределение фонда скважин верейского объекта по забойному давлению

Средний дебит скважин по нефти составляет 8,2 т/сут, по жидкости - 18,2 т/сут, (рис. 5).



Рис. 4. Динамика дебитов и фонда скважин по верейскому объекту

Распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости в зависимости от обводненности приведено ниже (табл. 3 - 4).

Таблица 3

Распределение фонда скважин по дебитам нефти и обводненности по состоянию на 01.10.2005 г., верейский объект.

Интервал обводненности, %	Диапазон дебитов, т/сут.	Всего
	0-5	5.1-10	10.1-20	20.1-35	35.1-60	>60	Кол.	%
0-5
5.1-20		2	3	1			6	37.5
20.1-50		1	1				2	12.5
50.1-90	4	2					6	37.5
более 90	2						2	12.5
Всего	6	5	4	1			16
%	37.5	31.2	25.0	6.3				100.0

Таблица 4

Распределение фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 01.10.2005 г., верейский объект

Интервал обводненности, %	Диапазон дебитов, т/сут.	Всего
	0-5	5.1-10	10.1-20	20.1-35	35.1-60	>60	Кол.	%
0-5
5.1-20		1	4	1			6	37.5
20.1-50		1	1				2	12.5
50.1-90		1		5			6	37.5
более 90	1			1			2	12.5
Всего	1	3	5	7			16
%	6.3	18.7	31.3	43.7				100.0

Из таблиц видно, что 6 скважин работает с дебитами нефти до 5 т/сут. С дебитами нефти более 10 т/сут. работают 5 скважин №№ 23, 24, 25, 50 и 74. Остальные 5 скважин - с дебитами нефти от 5,1 до 10 т/сут (рис. 6).

2.3 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения

Объект разрабатывается с 1995 года. Накопленная добыча нефти составила на 01.10.2005г. 301,9 тыс. т или 55,4 % от НИЗ. Текущая обводненность составляет 54,6 %, что свидетельствует о весьма благоприятном процессе вытеснения. Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,240.

Рисунок 5 - Поле проницаемости продуктивных пластов верейского горизонта. Масштаб 1:25000



Рис.6. Карта текущих отборов по верейскому объекту по состоянию на 01.10.2005г.

Накопленная добыча нефти на скважину зависит от даты перевода скважины на объект, либо ввода ее из бурения и колеблется в диапазоне от 58 т (скв. 70) до 32893 т. (скв. 29Г) (рис. 7).

Рис.7. Карта накопленных отборов по верейскому объекту



По состоянию на 01.01.2005г.

Рисунок 3.3.33 - Распределение пластового давления по верхнему прослою пласта B-II в модели верейского объекта

Рисунок 8 - Распределение нефтенасыщенности по разрезам в модели верейского объекта по состоянию на 01.01.2005г.



Начальное По состоянию на 01.01.2006г.

Рисунок 9 - Распределение нефтенасыщенности по верхнему прослою пласта B-II в модели верейского объекта

Так как верейский объект является возвратным, то формирование системы воздействия на залежи нефти происходило по мере перевода высокообводненных скважин с нижележащих объектов. На верейском объекте реализовано приконтурное воздействие путем закачки воды в нагнетательные скважины. Как видно из рисунка 11, почти все нагнетательные скважины оказывали влияние на добывающие. Следует отметить, что влияние нагнетательных скважин распространялось только на соседние добывающие скважины. Необходимо сказать, что в центре залежи выявлена максимальная взаимосвязь для скважины 100 с окружающими.



Рисунок 10- Карта размещения скважин верейского объекта. Маштаб 1:25000



Рис.11. Схема взаимовлияния скважин по верейскому объекту

Энергетика верейской залежи нефти со временем ее разработки постоянно снижалась до 1999 года (рис. 12). Начиная с 2000 года, наблюдается постепенный рост как пластового, так и забойного давления, что объясняется организацией закачки на объект в 1997 году с уровнем компенсации чуть больше 100%. Повышение объемов закачки в 2002 г. привело к резкому росту обводненности продукции скважин и небольшому росту пластового давления.



Рис. 12. Динамика изменения пластового, забойного давлений и компенсации отборов закачкой по верейскому объекту

Текущее распределение пластового давления по объекту приведено на рисунке 13, из которого видно, что в районе эксплуатации залежи горизонтальными скважинами наблюдается локальное снижение пластового давления почти в 1,5 раза ниже начального пластового. Такое распределение пластового давления по площади закономерно из-за большого отбора жидкости горизонтальными скважинами.



Рис.13. Карта изобар по верейскому объекту

Характер и динамика обводнения залежи нефти соответствует ее энергетике, состоянию и режиму работы скважин. Причиной обводнения отдельных скважин является наличие заколонных перетоков, близость контура ВНК и высокая неоднородность продуктивных пластов.

Для уточнения причин обводнения отдельных скважин была проанализирована совокупность следующих материалов:

· динамика добычи нефти и жидкости;

· проведенные ГТМ на скважинах;

· интерпретация материалов ПГИС;

· динамика закачки рабочего агента.

Результаты анализа позволили распределить скважины по причинам обводнения следующим образом (табл. 7).

Таблица 5

Причины обводнения скважин верейского объекта

№ п/п	Характер обводнения	Номера скважин
1	Нормальное обводнение	22, 23, 26Г, 30Г, 41, 58, 70, 74, 79
2	Конусообразование	24, 25Г, 27Г, 28, 29Г, 37Г, 76
3	Прорыв воды по пласту	-

Как видно из таблицы, большая часть фонда скважин имеет нормальное обводнение, а по скважинам второй строки необходимо предусмотреть мероприятия по деоптимизации с целью прекращения подтягивания конуса воды.

2.3.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

Верейский объект

Объект разрабатывается c 1995 года скважинами возвратного фонда и горизонтальными скважинами, пробуренными в опытном порядке в соответствии с «Дополнением к проекту разработки Южно-Киенгопского месторождения с бурением опытных горизонтальных скважин на верейскую залежь» [6]. По состоянию на 01.10.05 г. фонд скважин по объекту составляет 25 скважин, в том числе 17 добывающих и 8 нагнетательных. 3 скважины оборудованы ЭЦН-30 и 14 скважин - ШГН (12 скважин - НГН-2-43 и 2 скважины - НГН-2-56). Из числа добывающих скважин 6 горизонтальных: №№ 25Г, 26Г, 27Г, 29Г, 30Г, 37Г. Из числа нагнетательных скважин 2 горизонтальные: №№ 35Г, 36Г. Скважина № 30Г по причине неисправности СКН находится в бездействии. Одна нагнетательная скважина (№ 37Г) находится в отработке на нефть.

Таблица 6 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.07.05 г.

Наименование	Характеристика фонда	Объекты
	Скважин	верейский	башкирский	визейский.	турнейский	в целом
Фонд добывающих Скважин	Пробурено	10	11	9	10	40
	Возвращено с др. горизонтов	8	15	2	-
	Действующий фонд	17	24	5	1	47
	в том числе: ШВН	-	-	-	-	-
	ЭЦН	3	19	5	1	28
	ШГН	13	5	-	-	19
	простаивающий	-	-	-	-	-
	Бездействующий фонд	1	-	-	-	1
	Весь добывающий фонд	17	24	5	1	48
	Нагнет. в отработке на нефть	5	2	1	-	8
	В консервации	-	-	-	-	-
	Переведены под закачку	-	-	-	-	-
	Переведены на др. горизонты	-	2	7	9
	Ликвидированные	-	-	-	-	-
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	4	5	4	5	18
	Возвращено с др. горизонтов	6	-	-	-
	Действующий фонд	8	-	-	1	9
	в том числе: под закачкой	8	-	-	1	9
	простаивающий	-	-	-	-	-
	Бездействующий фонд	-	-	-	-	-
	Весь нагнетательный фонд	8	-	-	1	9
	В отработке на нефть	1	-	4	3	8
	В консервации	-	-	-	-	-
	Переведены на др. горизонты	-	5	4	4	-
	Ликвидированные	-	-	-	-	-
Специальные скважины	Пробурено					2
	Возвращено с др. горизонтов					1
	Контрольные и пьезометрич.	1				1
	Дающие техническую воду					-
	Поглощающие					2*
	В консервации					-
	Переведены на др. горизонты					-
	Ликвидированные	-				-
Итого		25	24	5	2	60

Примечание:* - на серпуховский горизонт.

Текущие дебиты нефти по скважинам верейского объекта изменяются в диапазоне от 0,3 т/сут до 19,9 т/сут. Текущий средний дебит скважин по нефти составляет 8,2 т/сут, по жидкости - 18,2 т/сут, обводненность - 34,8 %.

Распределение фонда скважин по дебитам нефти и жидкости в зависимости от обводненности приведено на рисунке 14.

Из представленной информации видно, что 6 скважин работают с дебитами нефти до 5 т/сут. С дебитами нефти более 10 т/сут работают 7 скважин (№№ 23, 24, 25Г, 28, 29Г, 50 и 74). Одна скважина (№ 23) работает с дебитом 19,9 т/сут. Остальные 4 скважины - с дебитами нефти от 5,1 до 10 т/сут. Больше половины скважин (10 из 17) работает с обводненностью до 20%, 5 скважин - с обводненностью от 50% до 90 %, одна скважина имеет обводненность более 90 % (№ 70).

Динамика изменения малообводненного и высокообводненного фонда скважин представлена на рисунке 15-16, тенденции динамики определяются как переводами скважин с нижележащих объектов, так и переводами высокообводенных скважин под закачку.

Доля высокообводненных (более 90 %) скважин за период 2001-2006 гг. не превышает 17 % от общего количества действующих скважин, доля добычи нефти из таких скважин с 2001 года не превышает 1 % от общей добычи по объекту.

Коэффициент эксплуатации добывающих скважин за 2005 год равен 0,98, коэффициент использования - 0,95. Коэффициент эксплуатации добывающих скважин за 2006 год равен 0,98, коэффициент использования - 0,94.

Рисунок 14 - Распределение фонда скважин верейского объекта по дебитам нефти, жидкости и обводненности по состоянию на 01.07.06 г.

Рисунок 15 - Динамика количества малодебитных и высокодебитных скважин по верейскому объекту

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 16 - Динамика количества малообводненных и высокообводненных скважин по верейскому объекту

На 1.07.06 г. средняя выработка запасов на 1 скважину добывающего фонда составляет 15,5 тыс.т. (изменяется от 0,01 тыс.т до 41,7 тыс.т), при средних удельных извлекаемых запасах на 1 скважину добывающего фонда 24,8 тыс.т/скв. Распределение скважин по накопленной добыче нефти представлено на рисунке 17.



Рисунок 17 - Распределение скважин верейского объекта по накопленной добыче нефти по состоянию на 01.07.06 г.

Объект является возвратным и выработка запасов, в основном, зависит от периода работы скважин на объекте: скважины с наиболее высокой выработкой запасов (с накопленной добычей нефти более 20 тыс.т) работают на объекте с 1996-1997 гг., наименьшую выработку имеют скважины, переведенные на верейский объект в 2004-2005 гг. Незначительная выработка запасов приходится на нагнетательные скважины с непродолжительным периодом эксплуатации на нефть.

Характер и динамика обводнения залежи нефти соответствует ее энергетике, состоянию и режиму работы скважин. Причиной обводнения отдельных скважин является наличие заколонных перетоков, близость контура ВНК и высокая неоднородность продуктивных пластов. По результатам анализа совокупности информации (динамики добычи нефти и закачки агента, результатов выполненных ГТМ и ПГИС) установлено, что причиной обводнения скважин №№ 24, 25Г, 27Г, 28, 29Г, 37Г и 76 является конусообразование. По скважине № 74 возможно наличие заколонных перетоков, остальные скважины объекта обводняются в соответствии с темпами отбора нефти и продвижением ВНК. С целью предотвращения конусообразования рекомендуется эксплуатировать скважины в оптимальных режимах.

По состоянию на 01.07.06 г. среднее забойное давление на добывающих скважинах составляет 4,9 МПа, средний динамический уровень - 841 м. Основной фонд работает при динамических уровнях ниже 800 м, одна скважина - выше 300 м. Практически все скважины (16 скважин из 17) работают с забойными давлениями существенно ниже давления насыщения (Рнас=8 МПа.) и ниже проектного уровня (6-8 МПа) (рисунок 18). Так, в частности, по скважине № 31 забойное давление равно 3,3 МПа при динамическом уровне 903 м и глубине нижних перфорационных отверстий - 1250,2 м, по скважине № 79 забойное давление равно 2,4 МПа при динамическом уровне 989 м и глубине нижних перфорационных отверстий - 1186 м. С целью оптимизации работы скважин необходимо в ближайшее время приступить к усилению и перераспределению закачки по площади, а по добывающим скважинам следует проводить ГТМ, направленные либо на увеличение продуктивности, либо на снижение депрессии на пласт.

Рисунок 18 - Распределение фонда скважин верейского объекта по забойному давлению и динамическому уровню

Приемистость нагнетательного фонда изменяется в диапазоне от 35 м3/сут до 360 м3/сут и в среднем составляет 121,8 м3/сут., скважины работают со средними давлениями на устье 7 МПа.

Распределение действующего нагнетательного фонда по приемистости представлено на рисунке 19.

Рисунок 19 - Распределение нагнетательных скважин верейского объекта по приемистости по состоянию на 01.07.06 г.

Распределение нагнетательных скважин по накопленной закачке приведено на рисунке 20.

Рисунок 20 - Распределение нагнетательных скважин верейского объекта по накопленной закачке по состоянию на 01.10.05 г.

Распределение скважин по накопленной закачке определяется сроками и очередностью освоения скважин под нагнетание.

По отдельным приконтурным скважинам (№№ 360Р, 344Р, 343Р) значительные объемы закачки носят непроизводительный характер, детальный анализ чего будет выполнен далее в соответствующей главе.

2.3.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Сравнивая фактические показатели разработки c проектными, следует отметить следующее:

Темпы отбора нефти до 2003г. соответствовали проектным (табл. 4, рис. 3), начиная с 2004г. наметилась тенденция превышения фактических темпов над проектными, в 2005 г. превышение более чем в 2 раза. Соответственно, добыча нефти в 2005 г. превысила уровень добычи нефти прогнозируемый в «Дополнения к проекту разработки» на 12,9 тыс. т (43%) и на 22,8 тыс. т (53.1 %) уровень добычи нефти прогнозируемый «Авторским надзором»;

Накопленная добыча нефти существенно отстает от проектной (на 110,3 тыс. т или на 26,1%), соответственно ниже и текущий коэффициент отбора нефти - 0,249 против 0,337;

Обводненность продукции скважин ниже утвержденной «Дополнение к проекту» и превышает уровень «Авторского надзора» и составляет 53,1%, что соответствует отбору от НИЗ, равному 57,4%;

Фонд добывающих скважин ниже проектного на 6 скв. (27,3%);

Среднесуточный дебит одной скважины по нефти выше проектного почти в 2 раза - на 3,4 т/сут (8,2 т/сут против 4,8 т/сут).

До 2003 года отмечалось незначительное отставание в заводнении верейского объекта. В 2005 году ожидаемая фактическая закачка превышает проектную в 1,6 раза и составит 221,2 тыс. м3. Текущие отборы жидкости компенсируются закачкой воды на 237,6 %. Следует отметить, что «Проектом разработки» была рекомендована приконтурная система заводнения и запроектированы объемы закачки с обеспечением текущей компенсации на уровне 115 %. В результате увеличения объемов закачки в 2003-2005 г.г., накопленный объем закачки составил 994,7 тыс. м3, что близко к значению проектного уровня. Накопленная компенсация составила 192,8 % при проектной 115,0 % , что связано с более низкими накопленными отборами жидкости.

Пластовое давление также существенно ниже проектного - 9,8 МПа против 12,4 МПа.

Распределение пластового давления по залежи показывает, что закачка в приконтурные скважины недостаточно эффективна. Она приводит к росту пластового давления в приконтурной зоне, в зоне отбора пластовое давление пониженное.

Давление на устье нагнетательных скважин в 1,3 раза ниже проектного и составляет 7,5 МПа. При этом приемистость нагнетательных скважин в 2,6 раза выше проектной и составляет 105,1 м3/сут против 41,2 м3/сут (2005 год), что обеспечивает превышение годовой закачки в 1,6 раза.

Давление на забоях добывающих скважин предусмотрено на уровне 6-7 МПа, фактические средние забойные давления за последние 5 лет снизились с 6,1 МПа в 2001г. до 4,9 МПа в 2005г., что противоречит положениям проектного документа.

Таблица 7.Сравнение проектных и фактических показателей разработки по верейскому объекту



Рис. 21. Сравнение основных фактических и проектных показателей разработки по верейскому объекту

2.3.3 Анализ выработки запасов нефти

Основные показатели разработки объектов Южно-Киенгопского месторождения на 01.01.05 г. приведены в таблице 5. На указанную дату из залежей верейского объекта добыто 314,4 тыс. т нефти, что составляет 25,0 % от утвержденных геологических запасов и 57,7 % от НИЗ.

Таблица 8 - Распределение добычи нефти по объектам разработки

Объект	Накопленная добыча нефти, тыс. т.	Текущий КИН, д. ед.	Утвержденный КИН, д.ед.
Верейский	314,4	0,250	0,43
Башкирский	4330,6	0,401	0,485
Визейский	3329,8	0,627	0,64
Турнейский	1234,8	0,582	0,59

Распределение начальных геологических и извлекаемых запасов по объектам приведено на рисунке 22.

Рисунок 22 - Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов по объектам разработки

Таблица 9 - Выработка запасов по пластам по состоянию на 01.01.05 г.

Пласт	Начальные извлекаемые запасы	Текущие извлекаемые запасы	Отбор нефти на 1.01.05 г.	Темп отбора от НИЗ в 2005 году, %	Темп отбора от ТИЗ в 2005 году, %	Текущий КИН на 1.01.06г, д.ед.	Среднегодовая обводненность в 2005 году, %
	тыс. т	%	тыс. т	%	тыс. т	%
B-II	516	4,9	202,3	1,9	313,7	3,0	8,7	18,1	0,264	52,6
B-III	29	0,3	28,3	0,3	0,7	0,0	0,0	0,0	0,010	68,5
Верейские отложения	545	5,2	230,6	2,2	314,4	3,0	8,2	16,2	0,250	52,6

Размещено на http://www.allbest.ru/

516/202 начальные/текущие извлекаемые запасы, тыс. т

Размещено на http://www.allbest.ru/

площадь круга определяется начальными извлекаемыми запасами

Рисунок 23 - Выработка извлекаемых запасов по пластам и объектам разработки

Разработка верейских пластов характеризуется высокими тепами отборов нефти, и для ликвидации отставания выработки этих пластов необходимо продолжить перевод скважин с нижележащих объектов.

В ходе разработки существенно изменилось соотношение извлекаемых запасов по пластам (рис.24): увеличилась доля по пластам верейских, башкирских и серпуховских отложений, уменьшилась доля по пластам визейского и турнейского ярусов.



Рисунок 24 - Структура начальных и текущих извлекаемых запасов

С целью анализа выработки запасов нефти объекта была произведена оценка КИН по характеристикам вытеснения. Данная оценка позволяет получить прогнозный КИН по исследуемому объекту в условиях сохранения объемов добычи жидкости, количества проводимых ГТМ и при отсутствии бурения новых скважин. При этом обводненность скважинной продукции в целом по исследуемому объекту должна быть не ниже 70%. Верейский объект не в полной мере соответствует данным критериям применимости методики оценки КИН по характеристикам вытеснения, так как текущая средняя обводненность продукции скважин менее 70%.

Для оценки прогнозного КИН были использованы 3 характеристики вытеснения: Сазонова, Камбарова и Пирвердяна. Согласно методике, необходимо руководствоваться средним значением между двумя близкими друг к другу значениями. Сопоставление расчетных КИН с утвержденными приведено в таблице 7.

Таблица 10

Сопоставление расчетных КИН с утвержденными.

№ п/п	Объект	Вид характеристики вытеснения	Средн. КИН	Утвержд. КИН
		Камбаров	Пирвердян	Сазонов
1.	Верейский	0,319	0,430	0,815	0,375	0,434

Из таблицы видно, что по методике Сазонова получилось завышенное значение прогнозного КИН. Полученный результат свидетельствует о неправомерности использования данной методики на ранней стадии разработки объекта (рекомендуется применять только на 3-4 стадиях разработки месторождения).

Для проверки полученного значения КИН был проведен анализ добычи нефти, и на его основе определены извлекаемые запасы нефти (рис. 25).

Рис.25. Отношение добычи нефти к КИН по верейскому объекту

Тренд прогноза КИН построен к участку графика с падающей добычей нефти, так как ее рост приходится на мероприятия по переводу скважин с нижележащих объектов. Эти мероприятия приводят к увеличению КИН, но незначительно, так как скважины переводятся внутри зоны дренирования запасов соседними скважинами, соответственно, незначительно вырастет только коэффициент сетки.



Рис.26. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости по верейскому объекту

Анализ построенных характеристик показывает, что утвержденное значение коэффициента извлечения нефти существующим фондом скважин не достижимо.

2.3.4 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

В разработке месторождение находится с 1973 года.

В соответствии с «Проектом разработки Южно-Киенгопского месторождения» [5] в промышленной эксплуатации находятся четыре объекта: верейский, башкирский, яснополянский и турнейский.

Утвержденный вариант разработки предусматривает следующие основные положения:

- ввод в разработку верейского объекта и совершенствование системы разработки визейского и башкирского объектов;

- проектный уровень добычи нефти - 228 тыс. т.;

- фонд скважин за весь срок разработки - 60, в том числе: 44 добывающие, 14 нагнетательных, 2 специальные (для забора технической воды);

- механизированный способ эксплуатации;

- забойное давление в добывающих скважинах 6-8 МПа;

- давление на устье нагнетательных скважин до 10 МПа;

- проектную скважину 29 использовать для утилизации сточных вод в окско-серпуховский надгоризонт;

- в нагнетательной скважине 105 приобщить окско-серпуховский надгоризонт для сброса сточной воды.

В 1996 году институтом «УдмуртНИПИнефть» составлено «Дополнение к проекту разработки Южно-Киенгопского месторождения с бурением опытных горизонтальных скважин на верейскую залежь» [6].

По состоянию на 01.07.05 г. с начала разработки по Южно-Киенгопскому месторождению добыто 9276,8 тыс.т нефти и 34807,5 тыс. т жидкости, в том числе: по верейскому объекту - 340,3 тыс т нефти и 520,8 тыс. т жидкости, по башкирскому объекту - 4356,6 тыс. т нефти и 14829,2 тыс. т жидкости, по визейскому объекту - 3343,1 тыс. т нефти и 11989,7 тыс. т жидкости, по турнейскому объекту - 1236,8 тыс. т нефти и 7467,7 тыс. т жидкости. С начала разработки по месторождению закачано 25669,1 тыс. м3 воды, в том числе по верейскому объекту - 1118,8 тыс. м3, по башкирскому - 13949,0 тыс. м3,по визейскому объекту - 2045,7 тыс. м3, по турнейскому - 8555,7 тыс. м3.

2.3.5 Анализ эффективности ГТМ

За анализируемые пять лет эксплуатации на верейском объекте Южно-Киенгопского месторождения была проведена 31 обработка призабойной зоны пласта в добывающих скважинах и 13 изменений параметров режима работы скважин.

Основной объем проводимых ГТМ связан с проведением СКО, ПСКО, ИДВ и переходом на новый горизонт. Наиболее эффективно имплозионно-депрессионное воздействие (ИДВ), которое было проведено в 2004-2005 гг. в 7 скважинах. В результате общая эффективность мероприятий за последние два года находится на уровне 4,5 т/сут. Пример эффективного внедрения ИДВ на скважине 28 приведен на рисунке 27.

Рис. 27. Динамика дебита нефти, жидкости и проведенные ГТМ на скважине 28 (1- увеличение параметров откачки в 1.03.97, 2- увеличение параметров откачки в 26.08.97, 3 - увеличение параметров откачки в 1.04.98, 4 - СКО с ОЭ в 9.05.00, 5 - ИДВ в 21.10.04)

Отсутствие эффекта от внедрения мероприятий по обработке ПЗП в 2002г. объясняется тем, что эффект по ним проявлялся только после проведения оптимизации работы насосного оборудования. Проведенные в 2002г. на скважине 24 и в 2004г. на скважине 50 ПГКО закономерно не принесли никакого эффекта, так как коллектор сложен карбонатными породами, а не терригенными.

Следует отметить, что в 2000г. и 2004г. увеличение параметров откачки жидкости из скважин не принесло положительного эффекта из-за прорыва воды.

С целью дальнейшего увеличения производительности скважин необходимо продолжить работы по внедрению ИДВ на всех вертикальных скважинах.

2.4 Выбор и обоснование бурения горизонтальных скважин

Пласты имеют небольшие эффективные толщины, которые изменяются от 2 до 5 м, в среднем составляя 2,9 м, что отвечает требованиям по бурению горизонтальных скважин.

Высокое пластовое давление порядка 12,5 МПА, нефтенасыщенность 0,65 доли едениц, проницаемость 100 мД.

Также следует учитывать на карте текущих отборов зоны не охваченные дренированием

Выбор длинны зависит от действующей сетки скважин и с таким расчетом, чтобы не попасть в зоны вертикальных скважин и избежать эффекта интерференции

Бурить горизонтальную скважину следует на северо-восток под 35 градусов.

Удельный дебит на 1 м горизонтального ствола составил 0,12 т/сут. Коридор для бурения горизонтального ствола - не более 3 м, профиль -горизонтальный

При выборе скважин для горизонтальных стволов на разрабатываемых месторождениях необходимо пристальное внимание уделять геологическим и технологическим факторам, основными из которых следует считать наличие вод, постилающих залежь, наличие верхних вод и разобщенность пластов, градиентов давлений внутри залежей, дебиты скважин и обводненность продукции. При наличии на месторождении эксплуатационного фонда скважин с вертикальным стволом, несущего информацию по перечисленным выше параметрам, можно в достоверной степени определить местоположение планируемых к бурению горизонтальных скважин.

Такая возможность на большинстве месторождений Удмуртии имеется.

Конкретно, на верейский объект разработки Южно-Киенгопского месторождения рекомендовалось формирование горизонтального ствола по «горизонтали», и в основном в продуктивном пласте B-II, который содержит 95,0% запасов.

Обоснование расчетных коэффициентов нефтеотдачи.

Согласно методики «ТатНИПИнефть» КИН определяется по формуле:

, где

К1 - коэффициент охвата пласта сеткой скважин;

К2 - коэффициент вытеснения;

К3 - коэффициент охвата заводнением.

Коэффициент К1 определен по формуле: ,

, где

- коэффициент, учитывающий влияние сетки скважин на охват процессом вытеснения, 1/км2;

S - плотность сетки скважин, км2/скв;

- удельные балансовые запасы, тыс.т/км2;

- средний годовой начальный дебит скважины, тыс. т.

Таблица 11. Расчет коэффициентов охвата процессом вытеснения приведен

Параметры	Утвержденный I вариант	II вариант
Площадь нефтеносности, км2	5,478	5,478
Балансовые запасы, тыс.т	1256	1256
Qб.уд., тыс.т/км2	229,3	229,3
Количество скважин	26	29
S, км2/скв.	0,211	0,19
q0, тыс.т	1,4	2,7
	1,64	0,85
К1	0,707	0,851

Горизонтальное бурение увеличивает охват пласта сеткой скважин с 0,707 по утвержденному варианту до 0,851 по расчетному.

Коэффициент вытеснения для карбонатных коллекторов среднего карбона определяется по зависимости:

Для верейского объекта:

= 3,8 мПа*с;

К - проницаемость коллекторов по керну - 0,104 мкм2, тогда

К2 = 0,635

Коэффициент К3 (заводнения) принят на уровне 0,969, в соответствии утвержденным вариантом разработки

КИН = 0,851*0,635*0,969 = 0,520

Утвержденный КИН - 0,434.

Таким образом, увеличение нефтеотдачи с горизонтальными скважинами оценивается в 8,6%.

Обоснование расчетной нефтеотдачи на участке с горизонтальными скважинами.

Горизонтальные скважины существенно увеличивают в основном коэффициент охвата пласта сеткой скважин, который в значительной степени определяется дебитом скважин. Коэффициент вытеснения определяется прежде всего коллекторскими свойствами продуктивного пласта и практически не изменится. Несколько должен увеличиться коэффициент охвата заводнением, но методика его оценки для условий дренирования залежи горизонтальными скважинами отсутствует. Условно он принят на уровне утвержденного варианта разработки.

Коэффициент охвата пласта сеткой скважин определен по формуле:

; .

Таблица 12

Параметры	Утвержденн...

Подобные документы

• Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении

  Геолого-физическая и гидродинамическая характеристика месторождения, продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Запаси, состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды. Обработка скважин соляной кислотой и осложнения при их эксплуатации.
  
  курсовая работа [421,9 K], добавлен 17.01.2011
  

• Определение расчетных показателей процесса соляно-кислотных обработок в скважине Южно-Шапкинского месторождения

  Общие сведения о Южно-Шапкинском месторождении. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти и газа. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки залежи. Добыча и дебиты нефти и жидкости.
  
  курсовая работа [282,7 K], добавлен 16.05.2017
  

• Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

  Общие сведения, геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения. Физико-гидродинамическое описание продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды, оценка их запасов. Пути повышения эффективности проведения ОПЗ.
  
  дипломная работа [4,0 M], добавлен 23.08.2008
  

• Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа

  Залегание нефти, воды и газа в месторождении. Состав коллекторов, формирование и свойства. Гранулометрический состав пород, пористость, проницаемость. Коллекторские свойства трещиноватых пород. Состояние остаточной воды в нефтяных и газовых коллекторах.
  
  учебное пособие [3,1 M], добавлен 09.01.2010
  

• Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения

  Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.
  
  отчет по практике [293,0 K], добавлен 30.09.2014
  

• Анализ разработки, совершенствование системы разработки Губкинского месторождения

  Общие сведения о Губкинском месторождении, его геолого-физическая и физико-гидродинамическая характеристика. Свойства и состав нефти, газа, воды. Осложняющие факторы геологического строения разреза. Охрана труда, безопасность жизнедеятельности.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 25.11.2011
  

• Анализ эффективности системы разработки Вахского нефтяного месторождения (Тюменская область)

  Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа и воды. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Расчет экономической эффективности технологического варианта разработки.
  
  дипломная работа [2,7 M], добавлен 21.05.2015
  

• Добыча нефти из скважин

  Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013
  

• Геология нефти и газа

  Физико-химические свойства нефти и газа. Принципы и показатели классификации видов нефти и применение тригонограмм. Макроскопическое описание осадочных горных пород. Особенности пород-коллекторов и покрышек. Аспекты построения геологического профиля.
  
  методичка [379,3 K], добавлен 25.10.2012
  

• Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

  Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения. Состав и свойства пластовых флюидов. Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Запасы нефти и газа.
  
  курсовая работа [5,2 M], добавлен 18.06.2012
  

• Анализ разработки пласта объекта Д3 "Западно-Коммунарское месторождение"

  Сведения о Западно-Коммунарском месторождении. Коллекторские свойства пласта. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Подсчет запасов нефти и газа. Характеристика системы воздействия на пласт. Определение эффективности разработки нефтяных залежей.
  
  курсовая работа [273,2 K], добавлен 23.10.2013
  

• Технология разработки Ярегского нефтяного месторождения нефти

  Физико-химическая характеристика нефти и газа. Вскрытие и подготовка шахтного поля. Особенности разработки нефтяного месторождения термошахтным способом. Проходка горных выработок. Проектирование и выбор вентиляторной установки главного проветривания.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 10.06.2014
  

• Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

  Рассмотрение основ разработки нефтегазовых месторождений. Характеристика продуктивных пластов и строения залежей; состав и свойства нефти, газа и воды. Утверждение технологических решений разработки; сравнение проектных и фактических показателей.
  
  курсовая работа [4,4 M], добавлен 03.10.2014
  

• Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 1720 м на Южно-Харьягинском месторождении нефти

  Общие сведения о Южно-Харьягинском месторождении нефти. Геологический очерк района. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов и коллекторских свойств. Обоснование метода вхождения в продуктивную залежь. Выбор конструкции скважины.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 21.03.2012
  

• Геологическое строение, нефтегазоносность и анализ разработки газоконденсатнонефтяного месторождения Одопту-море (северный купол) XXI пласта

  Стратиграфический разрез месторождения. Физико-литологическая характеристика пласта. Коллекторские свойства пород. Физико-химическая характеристика нефти, газа и конденсата. Построение цифровой геологической модели. Моделирование свойств коллектора.
  
  дипломная работа [561,0 K], добавлен 16.10.2013
  

• Повышение эффективности работ ШНСУ с помощью якоря

  Геологическое строение месторождения. Коллекторские свойства продуктивных объектов. Свойства и состав нефти, газа и воды. Схема разработки месторождения. Характеристика показателей способов эксплуатации скважин. Экономический эффект от внедрения якоря.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 17.09.2012
  

• Типы пород-коллекторов и нефти и газа

  Классификация, механические и тепловые свойства пород-коллекторов. Характеристика и оценка пористости, проницаемости и насыщенности пустотного пространства жидкостью и газом. Условия залегания пород-коллекторов в ловушках нефти и газа в Западной Сибири.
  
  реферат [1,6 M], добавлен 06.05.2013
  

• Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа

  Коллектор - горная порода с высокой пористостью и проницаемостью, содержащая извлекаемые количества нефти и газа. Классификационные признаки коллекторов. Типы пород и залежей. Фильтрационные и емкостные свойства нефтяных и газовых пластов. Типы цемента.
  
  курсовая работа [2,0 M], добавлен 27.01.2014
  

• Ознакомление со структурой и характером деятельности предприятия ОАО "Самотлорнефтегаз"

  Геолого-промысловая характеристика Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия разреза. Состав и свойства пород продуктивных пластов. Стадии разработки месторождения, способы эксплуатации и замер скважин. Промысловая подготовка нефти.
  
  отчет по практике [143,9 K], добавлен 08.12.2015
  

• Уршакское месторождение

  Общие сведения об Уршакском месторождении. Стратиграфия и тектоника. Характеристика нефтегазоносных пластов и пластовых флюидов. Физико-химические свойства нефти девонских отложений. Свойства пластовой нефти и воды. Состояние разработки месторождения.
  
  курсовая работа [3,4 M], добавлен 30.01.2016
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам