Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ ВОЛГОГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ «КОТОВСКИЙ ПРОМЫШЛЕННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ТЕХНИКУМ»

(«ГБПОУ СПО «КПЭТ»)

КУРСОВАЯ РАБОТА

Разработка нефтяных и газовых месторождений

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ НЕФТЕОДАЧИ НА ВОСТОЧНО-УМЕТОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Студент Осауленко Т.

Руководитель Чебыкина А.С.

Котово 2017

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время большинство нефтяных месторождений ТПП «Волгограднефтегаз» находятся на поздней стадии разработки. Выработка запасов углеводородов из пластов-коллекторов происходит неравномерно, остаются участки не вовлеченные или слабо вовлеченные в процесс разработки. Такие участки могут содержать значительные запасы нефти.

Актуальность темы

Выявление и вовлечение участков остаточных запасов углеводородов в процесс разработки

Недостаточная разработанность указанной проблемы и ее большая практическая значимость, определили тему исследования: «АНАЛИЗ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ИНЕФТИ ПО АНТИПОВСКО-БАЛЫКЛЕЙСКОМУ МЕСТОРОЖДЕНИЮ».

Цель исследования:

· анализ реализации проектных решений и рассмотрение текущего состояния разработки;

· определение необходимости проведения МУН по скважинам;

· сопоставление проектных и фактических показателей разработки и их корректировка в случае необходимости;

· анализ применяемых методов МУН на месторождении

Задачи исследования:

1. Повышение эффективности методов контроля и регулирования разработки нефтяных объектов на основе факторного анализа.

2. Обзор методов интенсификации притоков нефти из продуктивных пластов добывающих скважин.

3. Прогнозирование эффективности проведения МУН.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении.

В административном отношении Восточно-Уметовское месторождение находится на территории Камышинского района Волгоградской области в 210 км к северу от г. Волгограда и в 12 км к северо-западу от г. Камышина. Западнее, в непосредственной близости от месторождения, проходит железнодорожная магистраль Волгоград-Саратов, в 20 км южнее - железная дорога Камышин-Москва; в 20 км юго-западнее находится узловая железнодорожная станция Петров Вал.

1.2 Орогидрография

нефть пласт скважина

В геоморфологическом отношении район работ находится в пределах Доно-Медведицкой гряды, относящейся к юго-западному окончанию Приволжской возвышенности, расположенной на юго-востоке Русской равнины. Гряда занимает обширное Медведицко-Иловлинское междуречье, а с запада и востока ограничена долинами обеих рек. Основными водными артериями являются реки Дон и Медведица.

В орографическом отношении месторождение приурочено к Волго-Иловлинскому водоразделу в пределах Приволжской возвышенности. Рельеф водораздела представляет собой однообразную всхолмленную равнину, полого понижающуюся к р. Иловля и относительно круто к р. Волге. Расчленение рельефа Волжского склона более резкое, чем Иловлинского. Река Иловля имеет очень извилистое русло, режим стока зависит от количества атмосферных осадков. Рельеф местности представляет собой слабовсхолмленную равнину, расчлененную сетью оврагов и балок. Абсолютные отметки рельефа 100-150 м над уровнем моря.

Климат района резко континентальный с холодной зимой и засушливым летом, годовые колебания температур от минус 35⁰С зимой до плюс 40⁰С летом. Направления ветров зимой северное и северо-западное, летом - юго-западное и северо-западное. Осадков выпадает мало - 300-400 мм в год.

1.3 Краткая геологическая характеристика разреза

В геологическом строении Восточно-Уметовского месторождения принимают участие отложения палеозойских, мезозойских и кайнозойских групп.

Палеозойская группа включает отложения девонской, каменноугольной и пермской систем.

Вскрытая скважинами часть девонской системы представлена нижним и верхним отделами. Нижний отдел подразделяется на франский и фаменский ярусы.

Франский ярус представлен тремя подъярусами.

Нижнефранский подъярус - кыновским и пашийским горизонтами, которые состоят, в основном, из аргиллитов. В верхней части кыновского горизонта выделяется неоднородный песчано-алевролитовый пласт, к которому приурочена залежь нефти. Толщина кыновских отложений 75 м, пашийских175 м.

В среднем отделе выделяются живетский и эйфельский ярусы. Живетский ярус представлен муллинским, старооскольским и воробьевским горизонтами. Эйфельский ярус включает мосоловские и морсовские отложения. В литологическом отношении средний отдел девона представляет собой терригенную (преимущественно аргиллитовую) толщу с редкими прослоями известняков, а в нижней части ангидритов и доломитов. Толщина отдела 458 м.

В верхнефранском подъярусе выделяются ливенский, евлановский и воронежский горизонты; в среднефранском - бурегский, петинский, семилукско-рудкинский горизонты. Отложения сложены известняками глинистыми, аргиллитами, известняками с прослоями доломитов и мергелей. Толщина 330 м.

Фаменский ярус присутствует в объемеверхнего и нижнего подъярусов, сложенных известняками доломитизированными, участками перекристаллизованными. Толщина 458м.

Каменноугольная система состоит из трех отделов. Нижний отдел включает турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

Турнейский ярус выполнен известняками, местами глинистыми, толщиной 225 м.

Визейский ярус представлен окским надгоризонтом, тульским и бобриковским горизонтами, малиновским надгоризонтом. Окский надгоризонт выполнен известняками, тульский и бобриковский -, глин, реже детритовых известняков. Малиновский надгоризонт сложен черными аргиллитоподобными глинами. Толщина яруса 388 м.

Серпуховский ярус - это белые, мелоподобные известняки. Общая толщина яруса 221 м.

Средний отдел состоит из башкирского и московского ярусов.

Башкирский ярус сложен в нижней части известняками, в верхней - глинисто-алевролитовой толщей. Толщина яруса 243 м.

В московском ярусемячковский, подольский, каширский и верейский горизонты сложены известняками, в верхней части с пропласткамипестроцветных и известковистых глин и доломитов, в нижней части - известняков биоморфно-детритовых перекристаллизованных. Верейский горизонт выполнен чередованием полимиктовых песчаников, глини алевролитов. Толщина яруса 1048 м.

Верхний отдел представлен касимовским и гжельским ярусами. Состоит преимущественно из известняков с прослоями известковистых глин и тонкозернистых доломитов. Толщина 300 м.

Пермская система состоит из верхнего и нижнего отделов.

Нижний отдел включает сульфатно-галогенную толщу (198 м) и 295 м толщу органогенно-детритовых известняков кунгурского яруса, местами доломитизированных, с пропластками гипса и ангидрита.

Верхний отдел - это пестроцветные глины татарского яруса, массивные разнозернистые, доломитизированные известняки и мергели с прослоями глин казанского и уфимского ярусов.

Толщина образований 173м.

Мезозойская группа включает отложения триасовой, юрской и меловой систем.

Триасовая система несогласно залегает на пермских отложениях и присутствует в объеме нижнего отдела, представленного индскими (ветлужскими) и оленекскими (баскунчакскими) отложениями. В верхней части это коричневато-красные, голубовато-зеленовато серые мергели с прослоями пестроцветных глин, в нижней части - подчиненные прослои песчаников и глин. Толщина 431 м.

Юрская система представлена глинами с редкими прослоями мергелей и алевролитов. Толщина 215м.

Меловая система представлена верхним и нижним отделами, породы которых несогласно залегают на отложениях юрской системы и представлены песками глауконитовыми, кварцевыми, опоками, писчим мелом, глинами песчанистыми, алевролитами. Отложения меловой системы выходят на дневную поверхность. Толщина верхнего мела 0-354 м, нижнего мела 297 м. Кайнозойская группа представлена четвертичной системой чаще всего на периклиналях и крыльях структуры. Это маломощные (до 2 м) аллювиально-делювиальные осадки.

1.4 Тектоника

В тектоническом отношении по нижнему структурному этажу (отложения нижнего и среднего девона) месторождение расположено в пределах Антиповско-Щербаковской зоны, в северной части Восточно-Уметовской антиклинальной линии. Антиповско-Щербаковская зона является переходной ступенью от Воронежской антеклизы к Прикаспийской впадине. По верхнему структурному этажу (верхнедевонские и вышезалегающие отложения) месторождение находится в пределах обширной Приволжской моноклинали.

Восточно-Уметовскаяпогребенная структура представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания. Поднятие примыкает к разлому, который трассируется вдоль западного крыла антиклиналей на всем их протяжении. Амплитуда смещения слоев по разлому в старооскольских отложениях составляет 490 м.

1.5 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность установлена в песчаниках старооскольского и кыновского горизонтов, залежи нефти в которых выявлены в 1974 и 1977 годах соответственно. В настоящее время залежь старооскольского горизонта выработана. Залежь нефти кыновского горизонта разделена на два объекта разработки - I и II. Разработка залежи первого объекта также завершена. В настоящем отчете рассматривается II объект.

Продуктивный пласт кыновского горизонта, залегающий на глубине 4582 м, представлен песчаниками с карбонатным цементом. По преобладающему типу емкостногопространства относится к поровому типу.

На залежи II объекта кыновского горизонта пробурены две разведочные (скв.77, 78) и одна параметрическая (скв.69-Щербаковская) скважины, из них только одна (скв.77) оказалась продуктивной.

По данным структурных построений залежь представляет собой литологически экранированную ловушку, приуроченную к брахиантиклинальной складке северо-восточного простирания с углами падения крыльев 5-6^оРазмеры залежи 2, 3 х 1, 9 км, этаж нефтеносности - 67 м.

Начальный контур нефтеносности принят на абс. отметке минус 4501 м. Линия отсутствия коллектора ограничивает кыновскую залежь с запада, севера и востока. Залежь пластового сводового типа, литологически экранированная.

Площадь нефтеносности продуктивного пласта равна 3215 тыс.м², средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 4, 62 м, объем нефтенасыщенных пород 14848 тыс.м³.

Пористость и нефтенасыщенность по данным ГИС составили 11 % и 83 % соответственно. Проницаемость по гидродинамическим исследованиям скв. 77 составляет 12*10-3 мкм².

Неоднородность продуктивного разреза характеризуется коэффициентами песчанистости и расчлененности, величины которых составляют 0, 518 и 4, 0.

Восточно-Уметовское месторождение приурочено к зоне аномально высоких пластовых давлений (АВПД).

Коэффициент вытеснения нефти пластовой водой составил 0, 592.

Плотность пластовой нефти равна 641 кг/м³, вязкость 0, 73 мПа*с. Начальное пластовое давление в залежи 77, 7 МПа, пластовая температура 120 ⁰С. Для месторождений, приуроченных к зонам АВПД, характерно низкое давление насыщения, намного ниже пластового, на данной залежи оно составляет 15 МПа.

При дифференциальном разгазировании плотность нефти равна 806 кг/м³, объемный коэффициент - 1, 642, газосодержание - 189 м³/т.

Пластовая вода относится к хлоркальциевому типу и характеризуется плотностью в пластовых условиях 1069 кг/м³, вязкостью 0, 315 мПа*с.

2. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Динамика показателей разработки

Вся совокупность возможных видов гидродинамического воздействия на пласты по технологии их осуществления естественным образом разбивается на три большие группы.

Первая группа связана с дополнительным бурением и дополнительной перфорацией стволов скважин, вторая - с изменением типа и третья - с изменением режимов скважин при заданном их размещении.

Нужно отметить, что здесь не рассматриваются воздействия с дополнительным бурением, перфорацией, усилением системы заводнения, применяемые обычно к объектам с прерывистыми пластами, т.е. исключается из рассмотрения вся специфика оценок прироста коэффициента охвата при увеличении плотности сетки скважин (при увеличении числа пар источник - сток на разрабатываемой площади). Рассматриваются воздействия третьей, а также второй группы, применяемые в основном к непрерывным по простиранию пластам. При этом естественным образом выделяются методы, улучшающие разработку объектов, неоднородных по толщине, и методы, совершенствующие разработку пластов, неоднородных по площади (это не противоречит тому, что к реальному трёхмерному объекту могут применяться и те, и другие воздействия). Также естественно выделение методов воздействия на нефтегазовые залежи.

Ниже приводится соответствующая классификация.

импульсное и периодическое изменение режимов закачки и отбора жидкости в слоистых пластах с гидродинамически изолированными слоями (на многопластовых объектах).

Периодические изменения пластового давления в неоднородных по толщине пластов (слои гидродинамически связаны).

Установление рациональных скоростей фильтрации в неоднородных по толщине пластах в условиях существенных капиллярных и гравитационных сил.

Системное отключение и форсирование добывающих скважин в неоднородном по площади нефтяном пласте.

Перевод нагнетательных скважин под нагнетание (создание очагового заводнения, переносы и повороты фронта нагнетаемой жидкости, трансформация рядных систем разработки в площадные) в неоднородных по площади непрерывных нефтяных пластах.

Перераспределение расходов жидкости по группам нагнетательных скважин в неоднородном по площади нефтяном пласте.

Установление рациональных схем и режимов отбора жидкости из нефтегазовых залежей с активной краевой водой (при вертикальных границах раздела фаз).

Оптимизация размещения барьерных скважин и режимов нагнетания жидкости в них при разработке широких нефтегазовых зон.

Установление рациональных режимов выработки тонких подгазовых нефтяных оторочек, подстилаемых подошвенной водой.

Условность предложенной классификации очевидна, но её основная концепция - определённость технологии, привязанной к конкретным геолого-физическим условиям, обеспечивает ясность в описании механизмов определяющих эффективность воздействия. Из условий реализации в обозначении видов воздействия включена только основная геологическая характеристика - тип проницаемостной неоднородности и начальное распределение насыщенностей. Закон фильтрации и другое могут фигурировать на последующем уровне детализации. Понятно, что чёткость в описании условий применения дает основу при выборе объектов воздействия.

2.2 Критерии эффективного применения методов

Физико-химические методы разработки и увеличения нефтеотдачи пластов вытеснением нефти по технологии применения и по проектированию много сложнее, чем обычное заводнение. Поэтому при проектировании и анализе разработки с применением этих методов серьёзное внимание уделяется лабораторным исследованиям механизма вытеснения, обоснованию технологии и масштабов применения метода.

Важным условием эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов является правильный выбор объекта для метода или, наоборот, метода - для объекта.

Критерии применимости методов определяют диапазон благоприятных свойств флюидов и пласта, при которых возможно эффективное применение метода или получение наилучших технико-экономических показателей разработки. Эти критерии определены на основе анализа технико-экономических показателей применения метода, обобщения опыта его применения в различных геолого-физических условиях, а также использования широких теоретических и лабораторных исследований.

Обычно выделяются три категории критериев применимости методов:

Геолого-физические (свойства пластовых жидкостей, глубина залегания и толщины нефтенасыщенного пласта), параметры и особенности нефтесодержащего коллектора (насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями, условия залегания) и другие;

Технологические (размер оторочки, концентрация агентов в растворе, размещение скважин, давление нагнетания и т. д.);

Материально-технические (обеспеченность оборудованием, химическими реагентами, их свойства и др.);

Критерии первой категории являются определяющими, наиболее значимыми и независимыми. Технологические критерии зависят от геолого-физических и выбираются в соответствии с ними. Материально-технические условия большей частью также являются независимыми, остаются неизменными и определяют возможность выполнения технологических критериев.

3. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации

За весь период разработки на месторождении перебывало в эксплуатации 6 скважин. Выбыли из эксплуатации пять скважин, как выполнившие свое назначение. Плотность сетки скважин равна 53, 6 га/скв.

Восточно-Уметовское месторождение открыто в 1974г, промышленно нефтеносными отложениями являются отложения старооскольского и кыновского горизонтов.

Запасы нефти старооскольского и I объекта кыновского горизонта выработаны и списаны.

За весь период разработки на месторождении перебывало в эксплуатации 6 скважин. Выбыли из эксплуатации пять скважин, как выполнившие свое назначение.

Плотность сетки скважин равна 53, 6 га/скв.

В настоящее время, на Восточно-Уметовском месторождении в эксплуатации осталась залежь II объекта кыновского горизонта (далее по тексту залежь кыновского горизонта), которая разрабатывается одной скважиной №77.

Коэффициент использования фонда добывающих скважин месторождения составляет ~1, коэффициент эксплуатации - 0, 98

Залежь нефти кыновского горизонта (II объект) введена в эксплуатацию в 1988 г. разведочной скважиной №77 фонтанным способом со среднесуточным дебитом безводной нефти 85 т/сут. Эксплуатация скважины с таким дебитом, при низкой проницаемости и небольшой толщине нефтеносного пласта, обеспечивалась аномально высоким начальным пластовым давлением в залежи (77, 7 МПа) и созданием депрессии на пласт около 27МПа. В последующие месяцы и годы режим эксплуатации скважины № 77 был умереннее, а с 1993 по 1996гг. включительно скважина простаивала по техническим причинам в основном связанным с межпромысловым транспортом нефти и газа.

Максимальная добыча жидкости была достигнута в 2003г. Рост добычи нефти был обусловлен увеличением среднесуточного дебита нефти скважины № 77 за счет улучшения ее параметров работы, после проведения в феврале 2010г. комплексного химического воздействия на призабойную зону пласта. Дальнейшее уменьшение добычи нефти обусловлено падением среднесуточного дебита нефти скважины № 77, так как продолжающийся эффект после проведения комплексного химического воздействия на призабойную зону пласта значительно снизился.

Размещено на Allbest.ru