Главная / Образцы дипломных работ

Геолого-технологических данных с целью уточнения надежности оценки числящихся на Госбалансе запасов нефти

Внимание: Акция! Курсовая работа, Реферат или Отчет по практике за 10 рублей!
Только в текущем месяце у Вас есть шанс получить курсовую работу, реферат или отчет по практике за 10 рублей по вашим требованиям и методичке!
Все, что необходимо - это закрепить заявку (внести аванс) за консультацию по написанию предстоящей дипломной работе, ВКР или магистерской диссертации.
Нет ничего страшного, если дипломная работа, магистерская диссертация или диплом ВКР будет защищаться не в этом году.
Вы можете оформить заявку в рамках акции уже сегодня и как только получите задание на дипломную работу, сообщить нам об этом. Оплаченная сумма будет заморожена на необходимый вам период.
В бланке заказа в поле "Дополнительная информация" следует указать "Курсовая, реферат или отчет за 10 рублей"
Не упустите шанс сэкономить несколько тысяч рублей!
Подробности у специалистов нашей компании.

Код работы:	K012323
Тема:	Геолого-технологических данных с целью уточнения надежности оценки числящихся на Госбалансе запасов нефти

Содержание

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка ВКР содержит ____стр., ____рис., ____табл., _____использованных источников. Демонстрационной графики 8 листов.

Ключевые слова: ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ, СВОЙСТВА НЕФТЕЙ И КОЛЛЕКТОРОВ, УРОВНИ ДОБЫЧИ НЕФТИ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ, ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ, КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ, АНАЛИЗ ТЕУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ, ПРОЕКТНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ, КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ.

В геологической части ВКР рассмотрено геологическое строение месторождения, стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, физико-химические свойства нефти, воды и газа, коллекторские свойства продуктивных пластов, произведен подсчет запасов нефти и газа.

В технико-технологической части описано: текущее состояние разработки, сопоставление проектных и фактических показателей разработки. Приведены расчеты различных вариантов разработки на перспективный период, характеристики эксплуатации скважин. Приведен расчет по оптимизации работы скважинного оборудования.

В экономической части предоставлены сведения об экономической эффективности предлагаемого мероприятия.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 7

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 9

1.1 Общие сведения о месторождении 9

1.2 Орогидрография 9

1.3 Стратиграфия 10

1.4 Тектоника 13

1.5 Нефтеносность 15

1.6 Литолого-петрографическая характеристика 17

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды 17

1.8 Подсчет запасов нефти и газа 22

Выводы 24

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 25

2.1 История проектирования разработки месторождения 25

2.2 Анализ разработки объекта Д0 28

2.3 Сведения об энергетическом состоянии объекта Д0 29

2.4 Сравнение проектных и фактических показателей 35

2.5 Анализ выработки запасов 36

2.6 Расчет показателей разработки на перспективный период 40

2.7 Краткая характеристика фонда скважин 45

2.8 Расчет по оптимизации режима работы скважины №31 49

2.9 Специальный вопрос – Контроль и регулирование процесса разработки 52

Выводы 58

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 59

3.1 Исходные данные для проведения экономического обоснования технологического мероприятия 59

3.2 Расчет показателей экономического эффекта 61

3.3 Расчет показателей экономического эффекта от реализации технологического мероприятия на ЭО 63

3.4 Оценка экономических результатов 64

3.5 Экономический анализ 65

3.6 Экономическая оценка 65

Выводы 65

Заключение и рекомендации 67

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 69

ПрилоЖения

ВВЕДЕНИЕ

Проблема увеличения степени извлечения нефти из недр известных нефтяных месторождений или увеличения конечной нефтеотдачи пластов в последние годы стала одной из самых важных проблем.

Обычно возникают и обсуждаются вопросы, касающиеся состояния проблемы увеличения нефтеотдачи пластов на данном этапе, достигаемой на практике нефтеотдачи пластов в разных геолого-физических условий месторождений, влияния на нее различных факторов, перспектив и приоритетных направлений развития методов увеличения пластов в будущем.

В настоящее время накоплен немалый опыт эксплуатации нефтяных месторождений, уже вступивших в позднюю стадию разработки.

Обобщение и анализ опыта разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме позволяют провести оценку применяемой технологии разработки нефтяных месторождений и наметить пути ее дальнейшего совершенствования.

Появление методик расчета процесса обводнения нефтяных пластов позволяет создать методики расчета нефтеотдачи продуктивных пластов.

Расчеты процесса обводнения и нефтеотдачи в настоящее время проводятся с использованием ЭВМ.

Все эти успехи в развитии методов определения технологических показателей разработки залежей нефти позволили сделать очередной шаг в деле дальнейшего совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений.

Жигулевское месторождение расположено в пределах Ставропольского района Самарской области. Промышленная нефтеносность установлена в пластах Д0, ДI и ДII.

Дата открытия и ввода месторождения в разработку:

Месторождение открыто в результате разведочных работ 1949-1950 годов. Разбуривание залежей велось высокими темпами и в 1956 году было завершено.

За длительный период разработки месторождения неоднократно производился оперативный пересчет запасов нефти продуктивных пластов с последующим их утверждением ЦКЗ МНП и принятием на баланс объединения «Куйбышевнефть» Институтом «Гипровостокнефть» на уточненные запасы были выполнены проектные работы в 1978 г. и в 1984 г. В этих работах залежи пластов Д0, ДI, ДII рассматривались как один объект разработки. Дальнейшая разработка месторождения предлагалась при сложившейся системе разработки существующим фондом добывающих и нагнетательных скважин.

Всего в общей сложности на разработку Жигулевского месторождения составлено шесть проектных работ.

Основной целью работы является анализ накопленных геолого-технологических данных с целью уточнения надежности оценки числящихся на Госбалансе запасов нефти, степени их выработанности, оценки текущего состояния его разработки объектов и уточнения прогнозных показателей по добыче нефти.

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Общие сведения о месторождении

Жигулевское месторождение расположено на крутом правом берегу р. Волги, в северной части Жигулевских гор, образующих так называемую Самарскую Луку.

В административном отношении месторождение находится в пределах Ставропольского района Самарской области в 45 км к северо-западу от г. Самары, в 16 км к востоку от г. Жигулевска и в 9 км к западу от пос. Зольное, где расположен Зольненский нефтяной промысел.

В непосредственной близости от г. Жигулевска находится Волжская ГЭС, плотина которой перегородила р. Волгу, образовав к западу от нее обширное Куйбышевское водохранилище.

Ближайшими населенными пунктами являются пос. Бахилова Поляна и с. Бахилово, которые соединены между собой и г. Жигулевском асфальтированной дорогой. Последний в свою очередь связан с городами Тольятти, Сызранью и Самарой автомагистралями республиканского значения. Между этими городами существует и железнодорожное сообщение [1].

Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Стрельненское и Зольненское на востоке и Яблоневый Овраг на западе, приуроченные к единому геоструктурному элементу Самарского Поволжья – Жигулевской дислокации.

Климат региона резко континентальный с жарким летом (до +36°С) и холодной зимой (до -32°С).

Орогидрография

В орогидрографическом отношении Жигулевское месторождение приурочено к основной части горного кряжа Жигулей, где абсолютные отметки рельефа достигают 295 м. Высота над уровнем р. Волги колеблется от 200 до 250 м. Горы изрезаны сетью крупных и мелких оврагов длиной от 1,5 до 2 км с шириной устья до 100 -150 м. Крупные овраги разветвляются на более мелкие овражки, впадающие в р. Волгу. Водоразделы оврагов, как правило, узкие и представляют собой высокие гребни с обнажениями коренных пород (известняков верхнего карбона и нижней перми). С южной стороны горы имеют пологие склоны и постепенно переходят в низменность.

Горы и их склоны покрыты густой лесной и кустарниковой растительностью, образуя живописный ландшафт Самарской Луки [1].

Стратиграфия

Геологический разрез месторождения изучен достаточно полно, т.к. вся осадочная толща вскрыта 11-ю разведочными скважинами, вскрывшими кристаллический фундамент и 9 разведочными и 40 эксплуатационными скважинами, пробуренными на продуктивные пласты ДI+ДII пашийского и Д0 тиманского горизонтов верхнего девона.

Вскрытая часть разреза кристаллического фундамента (около 20 м) сложена гнейсами выветрелыми, сильно хлоритизированными, состоящими из полевых шпатов, биотита, хлорита и кварца. В ряде скважин (1, 2, 3, 4, 5, 7, 9, 12, 19) выделяется кора выветривания толщиной от 2 до 21 м (скв. 2, 3). Выше повсеместно развиты частично терригенные и преимущественно карбонатные породы палеозоя (девон, карбон, пермь) толщиной от 1800 до 2000 м.

В пределах площади месторождения на размытой поверхности кристаллического фундамента практически повсеместно залегают преимущественно терригенные породы воробьевского, а затем ардатовского и муллинского горизонтов живетского яруса среднего девона суммарной толщиной от 65 до 85 м. Песчаники пластов ДIV воробьевского и ДIII ардатовского горизонтов водонасыщены и нефти не содержат.

Вышележащие терригенные породы пашийского и тиманского горизонтов франского яруса верхнего девона содержат песчаные пласты ДI+II и Д0, образующие в пределах Жигулевского погребенного поднятия самостоятельные залежи нефти.

В разрезе пашийского горизонта общей толщиной от 30 до 45 м выделяется целая серия песчаных прослоев, которые условно объединены в две пачки, образующие пласты ДI и ДII.

Пласт ДI состоит (сверху вниз) из сравнительно однородного песчаного прослоя толщиной от 12 до 7-4 м и нескольких (от 1 до 3-) более тонких (от 4 до 1 м) пропластков, разделенных между собой глинистыми перемычками толщиной от 1 до 3-6 м.

Пласт ДII сложен 2-3, реже 4-6 сравнительно тонкими (от 1 до 5 м) песчаными прослоями. Наибольшее их число и толщины прослеживаются в сводовых скважинах.

Между собой пласты ДI и ДII разделяются глинистой перемычкой толщиной от 1,3-2 м в законтурных (скв. 7, 21) до 3-17м в сводовых и присводовых скважинах.

Песчаный пласт Д0 залегает в средней части глинистой толщи таманского горизонта, выполняющего Волго-Сокскуюпалеовпадину. Последняя занимает территорию центральной части Самарской Луки с расположенными здесь месторождениями - Яблоневый Овраг, Жигулевское, Стрельненское и Зольненское.

Песчаники пласта Д0 развиты лишь в пределах Яблоневого Оврага и Жигулевско-Стрельненской площади. В сторону Зольненского месторождения они выклиниваются.

Толщина осадков тиманского горизонта колеблется от 150 м в сводовой части Жигулевского поднятия до 190 м на западной и восточной его периклиналях (скв. 5, 20). Причем толщина верхней глинистой толщи тиманского горизонта, являющейся покрышкой залежи пласта Д0 в районе Жигулевского месторождения, колеблется от 83 м (скв. 14) до 149 м (скв. 20), а нижняя, являющаяся покрышкой залежи пластов ДI+II, изменяется в пределах 38-56 м (скв. 7, 17).

Пласт Д0 в пределах Жигулевского месторождения слагается серией прослоев песчаника, переслаивающихся с глинами и алевролитами. Суммарная эффективная толщина песчаников варьирует в пределах 14-26 м при средней общей его толщине 29 м. Максимальное количество эффективных прослоев - 11 (скв. 76) при среднем значении - 6. Толщина эффективных нефтенасыщенных прослоев колеблется от 1 до 4 м, а плотных разделяющих перемычек от 2 до 6 м.

Выше терригенной толщи тиманского горизонта залегают карбонатные породы (известняки и доломиты) верхнефранского и фаменского ярусов верхнего девона суммарной толщиной 240-305 м. Нефтяных залежей эта толща не содержит.

Каменноугольные отложения на Жигулевском месторождении представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним. В целом разрез карбона терригенно-карбонатный с преобладанием карбонатного суммарной толщиной от 890 до 1160 м. Терригенные породы (песчаники, алевролиты и глины) слагают полностью бобриковский горизонт общей толщиной 20-26 м. Пачка глин с прослоем песчаника (пласт Б0) суммарной толщиной около 15-20 м прослеживается в нижней части тульского горизонта.

Верейский горизонт среднего карбона сложен преимущественно глинами с прослоями алевролитов, реже тонких песчаников и известняков (пласт А2) общей толщиной 60-65 м. Песчаники бобриковского и верейского горизонтов на Жигулевской площади водонасыщены и нефти не содержат. Не обнаружена нефть и в карбонатных породах нижнего (турнейский ярус) и среднего (башкирский ярус и каширский горизонт) карбона.

Пермские отложения делятся на три отдела — нижний, средний и верхний. Сложены известняками и доломитами, местами сильно разрушенными, образующими так называемую «доломитовую муку». Толщина пермских пород колеблется от 90 до 120 м.

Завершается разрез юрскими пёстроцветными песчано-глинистыми отложениями (до 12 м) и четвертичными аллювиальными и делювиальными суглинками, щебенкой и глыбами известняка и доломита - продуктов разрушения горного массива Жигулей [1].

Тектоника

В региональном тектоническом плане Жигулевское месторождение приурочено к одной из четко выраженных локальных структур брахиантиклинального типа центральной части Жигулевской дислокации, являющейся северным бортовым участком Жигулевско-Пугачевского свода.

Жигулевская дислокация представляет собой флексуру с крутым северным и пологим южным крыльями, осложненную целой серией локальных поднятий (структур 3 порядка): Заборовское, Сызранское, Губинское, Карлово-Сытовское, Березовское, Яблоневый Овраг, Жигулевское и Зольненское. Для большинства поднятий характерно совпадение структурных планов по отложениям девона и карбона. Исключением является Жигулевское погребенное девонское поднятие, своду которого по отложениям карбона в плане отвечает далекая западная периклиналь Стрельненского как нижне-, так и среднекаменноугольного (верей, башкир) поднятия.

Несоответствие структурных планов девона и карбона Жигулевско-Стрельненской площади объясняется условиями формирования указанных выше структур в результате неравномерных и разнонаправленных движений отдельных блоков кристаллического фундамента по поперечным разломам, ориентированным перпендикулярно основному широтному глубинному разлому Жигулевской дислокации. Косвенным признаком наличия этих разломов могут служить глубокие и крутые овраги, в районе развития которых отмечается резкое изменение толщин одновозрастных осадков.

Наличие одного из таких разломов было установлено ещё в 1938-39 г.г. структурно-геологической съемкой в отложениях верхнего карбона в пределах Малинового Оврага в восточной части Жигулевской площади (район скв. 10, 20, 21). На глубине этот разлом, по всей вероятности, приурочен к западному борту Стрельненскогограбенообразного прогиба, выполненного терригенными осадками девона, в первую очередь тиманского (кыновского) горизонта. Толщина осадков последнего в пределах прогиба на 80-85 м больше, чем на Жигулевской площади. Последовавшие после накопления этих осадков неравномерные тектонические движения привели к формированию погребенного Жигулевского девонского поднятия с залежами нефти в пластах Д0тиманского и ДI+II пашийского горизонтов. На Стрельненской площади указанные выше пласты оказались глубоко погруженными и водоносными. Зато в отложениях нижнего карбона обстановка оказалась прямо противоположной. Последующие более интенсивные (чем на Жигулевском блоке) вертикальные движения Стрельненского тектонического блока привели к формированию одноимённого нижнекаменноугольного поднятия с залежами нефти в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласт BI) и терригенных осадках бобриковского горизонта (пласт Б2). На Жигулёвской площади эти пласты водоносны, так как приурочены к законтурной периклинальной части собственно Стрельненской структуры.

По поверхности кристаллического фундамента Жигулевской девонской структуре соответствует четко выраженный локальный выступ широтного простирания размерами 5·1,7 км и амплитудой около 70 м.

Девонская Жигулевская структура представляет собой асимметрическую брахиантиклиналь почти широтного простирания с некоторым (до 12-15°) поворотом продольной оси складки на северо-запад. Северное крыло структуры крутое и достигает 15°. Южное крыло более пологое со средним углом падения до 2°.

В пределах контуров нефтеносности пластов Д0 и ДI+II структура имеет относительно симметричное строение с некоторым смещением свода к востоку. Размеры структуры по замкнутой изогипсе - 1550 м (пласт Д0) 3,2·1,4 км, а по пласту ДI+II по замкнутой изогипсе - 1640 м 3,7·1,7 км, амплитуда соответственно 59 м и 75 м [1].

Нефтеносность

Жигулевское месторождение содержит две залежи нефти, приуроченные к пластам Д0 тиманского и ДI+II пашийского горизонтов. Граница залежи пласта Д0, принятая на абс. отметке -1544 м подтверждается результатами опробования разведочных и эксплуатационных скважин. Граница залежи пластов ДI и ДII единая и была принята при подсчете запасов 1953 года и утверждена ГКЗ в том же году на абс. отметке - 1630 м. Данные интерпретации материалов ГИС и опробования новых разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных после 1953 года, подтверждают её правомерность. Ниже приводится краткая характеристика этих залежей.

Пласт Д0 залегает на глубине 1700 м. Литологически сложен песчаником кварцевым, тонко- и мелкозернистым, рыхлым, слабосцементированным. Песчаники переслаиваются с глинами и алевролитами. Толщина эффективных нефтенасыщенных прослоев колеблется от 1 до 4 м, а плотных, разделяющих перемычек, от 2 до 6 м. Максимальное количество песчаных прослоев 11 (скв. 76), а среднее - 6 (коэффициент расчлененности). Коэффициент песчанистости равен 0,67. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 12,9 м. Залежь нефти пластовая, сводовая. Её размеры в контуре нефтеносности 3·1,3 км. Высота залежи - 53 м [1].

Геолого-физические характеристики пласта Д0 представлена в таблице 1.1

Таблица 1.1

Геолого-физические характеристики пласта Д0 [2]

Параметры

Д-0

Средняя глубина залегания, м

1700

Тип залежи

пластово-сводовая

Тип коллектора

терригенный

Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2

2792,8

Средняя общая толщина, м

28,9

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м

16,3

Пористость, %

0,19

Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед.

0,88

Проницаемость, мкм2

0,528

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0,67

Расчлененность, доли ед.

Начальная пластовая температура, °С

Начальное пластовое давление, МПа

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с

2,98

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3

0,817

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3

0,853

Абсолютная отметка ВНК, м

-1544

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1,087

Содержание серы в нефти, %.

1,49

Содержание парафина в нефти, %.

4,23

Давление насыщения нефти газом, МПа

5,90

Газосодержание нефти после диф. разгазирования, м3/т

33,5

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с

1,17

Плотность воды в пластовых условиях, т/м3

1,1713

Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3

1,188

Коэффициент вытеснения, доли ед.

0,700

Литолого-петрографическая характеристика

Физико-химические свойства нефти, газа и воды

В период с 1952 по 1955 год были проведены исследования шести проб пластовой нефти из пяти скважин (скв. 8, 13, 36, 59, 64). В связи с тем, что компонентные составы нефти и газа из скв. 8, 13, 36, 59 были определены с большой степенью приближения, то при проведении расчетов дифференциального раз газирования, они дают значительную погрешность. Физико-химические свойства нефти и газа пласта Д0 определены по данным исследования глубинной пробы из скважины 64, отобранной в более поздний период (1955 год), и четырех поверхностных проб из скв. 8, 13, 60, 61.

По результатам исследований и расчётов, приняты следующие параметры нефти и газа: плотность пластовой нефти - 817,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (43°С) - 5,90 МПа, газосодержание - 38,0 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 2,98 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 853,0 кг/м3, газовый фактор - 33,50 м3/т, объёмный коэффициент- 1,087.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальномразгазировании в рабочих условиях: сероводорода - нет, углекислого газа - 1,60%, азота - 15,29%, гелия - не определялся, метана - 40,38%, этана - 17,03%, пропана - 16,76%, высших углеводородов (пропан + высшие) -25,60%. Относительная плотность газа по воздуху - 1,023.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,49%), смолистая (8,28%), парафинистая (4,23%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300°С - 48,0%.

Воды пласта Д0 характеризуются минерализацией 270,10 г/л, плотностью 1188,3 кг/м3 (в пластовых условиях 1174 кг/м3), вязкостью 1,17 мПа·с. Содержание в воде кальция составляет 30,67 г/л, магния 3,82 г/л, сульфатов 0,06 г/л, первая соленость 61,12 %-экв., метаморфизация высокая (rNa/rCl=0,61) [1].

Свойства пластовой нефти пласта представлены в таблице 1.2. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.2

Свойства пластовой нефти пласта [2]

Наименование параметра

Пласт Д0

Диапазон

Среднее значение

изменения

Пластовое давление, МПа

–

16,96

Пластовая температура, 0С

–

Давление насыщения газом, МПа

–

5,90

Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т

–

38,00

Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т

–

38,00

Р1= Мпа Т1=?С

–

Р2= Мпа Т2=?С

–

Р3= Мпа Т3=°С

–

Р4= Мпа Т4=?С

–

Плотность в условиях пласта, кг/м3

–

817,0

Вязкость в условиях пласта, мПа?с

–

2,70

Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа?10-4

–

10,45

Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С

-при однократном (стандартном) разгазировании

–

1,435

-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

–

1,387

Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С

-при однократном (стандартном) разгазировании

–

856,0

-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

–

856,0

Таблица 1.3

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти [2]

Наименование параметра

Количество

Диапазон

Среднее

исследованных

значений

значение

скв.

проб

Пласт Д0

Плотность при 200С, кг/м3

848,5 ? 855,8

852,6

Вязкость, мПа?с

при 20 0С

9,09 ? 12,10

10,30

при 50 0С

Молярная масса, г/моль

215,00

Температура застывания, ?С

-31 ? (-16)

-21

Массовое содержание, %

серы

1,48 ? 1,54

1,50

смол силикагелевых

7,14 ? 9,57

8,28

асфальтенов

1,03 ? 2,36

1,63

парафинов

2,80 ? 6,43

4,20

воды

0,00 ? 1,00

0,50

механических примесей

Содержание микрокомпонентов, г/т

ванадий

никель

Температура плавления парафина, 0С

50,5 ? 58,5

Температура начала кипения, 0С

40 ? 44

Фракционный состав, %

до 100 0С

7,0 ? 10,0

8,5

до 150 0С

17,0 ? 19,0

18,0

до 200 0С

26,0 ? 29,0

28,0

до 250 0С

35,0 ? 39,0

38,0

до 300 0С

47,0 ? 49,0

48,0

Шифр технологической классификации

II Т1 П2

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти представлен в таблице 1.4.

Таблица 1.4

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти [2]

Наименование параметра

Пласт Д0

при однократном разгазировании пластовой нефти

при дифференциальном разгазировании пластовой нефти

пластовая нефть

выделившийся газ

нефть

выделившийся газ

нефть

Молярная концентрация компонентов, %

- сероводород

–

- углекислый газ

1,30

–

0,35

- азот + редкие

12,30

–

3,20

в т.ч. гелий

–

- метан

32,80

–

8,56

- этан

16,30

–

4,26

- пропан

22,10

0,97

–

6,61

- изобутан

3,00

0,56

–

1,22

- н. бутан

7,80

2,51

–

3,93

- изопентан

4,40

–

- н. пентан

–

8,62

–

7,70

- гексаны

–

- гептаны

–

- октаны

–

- остаток (С8+высшие)

–

87,34

–

64,17

Молекулярная масса

34,54

215,00

–

166,00

Плотность:

- газа, кг/м3

1,435

–

1,387

–

- газа относительная (по воздуху), доли ед.

1,191

–

1,151

–

- нефти, кг/м3

–

861,0

–

856,0

817,0

Подсчет запасов нефти и газа

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа произведем объемным методом на 01.01.2017 г. по формулам: [3]

Qгеол=F·h·m·?·?пов..н. ?, (1.1)

Qизв.=Qгеол·КИН, (1.2)

где F – площадь нефтеносности залежи, м2;

h – эффективная нефтенасыщенная толщина;

m – коэффициент пористости;

? – коэффициент нефтенасыщенности;

?пов..н. – плотность нефти в поверхностных условиях;

? – переводной коэффициент, учитывающий усадку нефти и равный 1/?,

где ? – объемный коэффициент;

КИН – коэффициент нефтеизвлечения.

Таблица 1.5

Сводная таблица подсчетных параметров [2]

Наименование

Значение

Д0

Площадь нефтеносности, F, м2

2792,8

Нефтенасыщенная толщина, h, м

16,3

Коэффициент пористости, m, доли ед

0,19

Коэффициент нефтенасыщенности, ?, доли ед.

0,88

Плотность нефти в пов.усл, ?, т/м3

0,853

Пересчетный коэффициент из пластовых условий в поверхностные, ?, доли ед.

0,92

Газовый фактор, Г, м3/т

33,5

КИН, ?, доли ед.

0,661

Qгеол.=2792,8·16,3·0,19·0,88·0,853·0,92= 5973 тыс. т (1.3)

Qизв.= 5973·0,661= 3948 тыс.т (1.4)

Определяем начальные балансовые и извлекаемые запасы газа Vбал Vизв.

Vгеол=Qгеол·Г (1.5)

Vизв=Qизв·Г (1.6)

где Qбал, Qизв – начальные и извлекаемые запасы нефти, тыс. т;

Г – газовый фактор, м3/т

Vгеол=5973·33,5= 200 млн.м3 (1.7)

Vизв=3948·33,5= 132 млн.м3 (1.8)

Зная накопленную добычу нефти Qнак по состоянию на 01.01.2017 года, определяем остаточные геологические и извлекаемые запасы нефти и газа на анализируемую дату.

Qгеол.ост.=Qгеол - Qнак (1.9)

Qизв.ост=Qизв - Qнак (1.10)

Qгеол.ост= 5973– 3752 = 2221 тыс. (1.11)

Qизв.ост= 3948 – 3752 = 196 тыс.т (1.12)

Vгеол.ост= Qгеол.ост·Г (1.13)

Vизв.ост= Qизв.ост·Г (1.14)

Vгеол.ост=2221·33,5= 74 млн.м3 (1.15)

Vгеол.ост=196·33,5= 7 млн.м3 (1.16)

Результаты подсчета представлены в таблице 1.6.

Таблица 1.6

Пласт

Запасы нефти, тыс. т

Запасы газа, млн.м3

Геологические

Извлекаемые

Геологические

Извлекаемые

Нач.

Остат.

Нач.

Остат.

Нач.

Остат.

Нач.

Остат.

Д0

5973

2221

3948

196

200

132

Результаты подсчета запасов объемным методом

Запасы пласта Д0 относятся к категории А.

Выводы

Пласт Д0 представлен одной нефтяной залежью пластово-сводового типа. Размеры залежи 3,0·1,3 км, высота около 53 м.

Для подсчета запасов пористости (0,19 доли.ед) и проницаемости (528 мкм2) приняты по керну, нефтенасыщенности (0,88 доли.ед) – по ГИС с использованием нетрофизических зависемостей.

Коэффициент вытеснения определялся на пяти образцах керна из двух скважин. Принятое значение Kвыт – 0,700.

Для изучения свойств нефти проведены исследования шести проб пластовой нефти из пяти скважин.

Нефть средней плотности, с незначительной вязкостью, сернистая, смолистая и парафинистая.

Химический состав и физические свойства пластовых вод изучены по восьми пробам. Воды хлоридно-кальциевого типа.

Начальные геологические запасы пласта Д0 составляют 5973 тыс.т. нефти. Утвержденный КИН – 0,661. На 01.01.2017 остаточные геологические запасы – 2221 тыс.т, извлекаемые – 196 тыс.т нефти.

ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

История проектирования разработки месторождения

Разработка Жигулевского месторождения начата в феврале 1950 года, когда скважиной 6 была открыта залежь нефти пласта ДI. Пласт ДII введен в эксплуатацию в октябре 1950 года. В 1952 году в эксплуатацию введена залежь нефти пласта Д0. За длительный период эксплуатации на разработку месторождения составлено шесть проектных документов.

В 1953 г. институтом «Гипровостокнефть» был составлен «Проект разработки Жигулевского месторождения».

Согласно этому проекту разработка всех трех продуктивных девонских пластов предусматривалась без поддержания пластового давления с одновременным разбуриванием пластов самостоятельными сетками скважин. Размещение эксплуатационных скважин проектировалось кольцевыми рядами.

Ввиду малых размеров залежей по пласту Д0 и ДI запроектировано было всего по одному кольцевому ряду скважин и по одному ряду в своде, а по пласту ДII – один линейный ряд в своде и один ряд на южном крыле. Скважины кольцевого ряда пластов располагались в границах внутреннего контура нефтеносности.

Пласт Д0 планировалось разрабатывать 22 эксплуатационных скважины из них 6 скважин в сводовом ряде и 16 скважин в кольцевом. Расстоянием между скважинами в кольцевом ряду и по своду было принято 300 м, расстояние между сводовым рядом и скважинами кольцевого ряда – 300-350м

Пласты ДI и ДII предусматривалась разрабатывать совместным фондом скважин сводового ряда. Для совместной эксплуатации пластов ДI и ДII были намечены 7 скважин.

Кроме семи скважин на пласт ДI был запроектирован кольцевой ряд из 16 скважин. Все скважины размещались в пределах внутреннего контура нефтеносности, расстояние между скважинами в ряду было принято 300 м, между сводовыми скважинами и скважинами северного крыла от 300 до 350 м и между сводовыми скважинами и скважинами южного крыла – от 300 до 500 м.

Общий эксплуатационный фонд пласта ДI по проекту составлял 28 скважин. Пробуренная скважина 7 при этом в расчет не принималась.

Разработку пласта ДII предусматривалось вести одним рядом скважин по своду и одним рядом по южному крылу. На северном крыле предлагалось пробурить одну скважину 36. Всего на пласт ДII намечалось пробурить 12 скважин, из которых 7 скважин для совместной эксплуатации пластов ДI и ДII. Расстояние между скважинами в сводом ряде принималось в 300 м. Скважины южного ряда удалены от сводового ряда также на 300 м, а расстояние между скважинами южного ряда 400-500м.

Суммарно на все три пласта Жигулевского месторождения было запроектировано пробурить 47 скважин, эксплуатационный фонд должен был составить 56 скважин.

Разбуривание пласта ДII было закончено в 1955 году, а пластов Д0 и ДI в 1956 году. Разбуривание пластов произведено, в основном, в соответствии с проектом разработки.

В 1957 г. был составлен «Анализ разработки девонских пластов Жигулевского месторождения», в котором проанализировано состояние разработки продуктивных пластов, изучена динамика пластового давления залежей, дана оценка энергетическому состоянию пластов. В работе обоснована необходимость поддержания пластового давления пласта Д0 путем приконтурного заводнения с южного крыла складки. Рекомендовалось в 1958 году начать закачку в пласт До в обводнившуюся скважину 7.

Разработку пластов ДI и ДII рекомендовалось вести существующим фондом без поддержания пластового давления.

Фактически заводнение пласта Д0 начато в 1959 году, а в 1964 году для обеспечения существовавших темпов отбора жидкости начато заводнение пластов ДI и ДII.

За длительный период разработки месторождения неоднократно производился оперативный пересчет запасов нефти продуктивных пластов с последующим их утверждением ЦКЗ МНП и принятием на баланс объединения «Куйбышевнефть». В 1978 г. Институтом «Гипровостокнефть» на уточненные запасы выполнен «Уточненный проект разработки по Жигулевскому нефтяному месторождению Куйбышевской области». В 1985 г. составлено «Дополнение к уточненному проекту разработки Жигулевского месторождения Самарской области» 1978 года. В этих работах залежи пластов Д0, ДI, ДII рассматривались как один объект разработки. Дальнейшая разработка месторождения предлагалась при сложившейся системе разработки существующим фондом добывающих и нагнетательных скважин.

В 1994 году ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть» выполнено «Уточнение проектных показателей разработки продуктивных пластов Жигулевского месторождения». Документом предлагалось продолжить разработку месторождения 13 добывающими и 12 нагнетательными скважинами и бурение 12 скважин-дублеров: по 6 скважин на каждый объект. Скважины пробурены не были.

В 2005 г. ООО «СамараНИПИнефть» был выполнен «Проект доразработки Жигулевского месторождения ОАО «Самаранефтегаз». Работа утверждена (протокол ЦКР Роснедра №3349 от 10.03.2005 г.) со следующими принципиальными положениями: выделение двух объе.......................

Для получения полной версии работы нажмите на кнопку "Узнать цену"

Узнать цену

Каталог работ

Похожие работы: