Файл: Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных месторождений.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 02.05.2024
Просмотров: 78
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
| | Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» |
Нефтетехнологический факультет
Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений»
на тему: «Анализ разработки пласта Б2 Красногородецкого месторождения»
ВЫПОЛНИЛ Студент 251м
Марченко Антон Анатольевич
ПРОВЕРИЛ Руководитель курсового проекта
Сопронюк Нина Борисовна
Допуск к защите _____________________
(дата)
_________________
(оценка и роспись руководителя)
Самара 2022
СОДЕРЖАНИЕ
Реферат
Введение……………………………………………………………………..6
1. Геологическая часть…………………………………………………8
1.1. Общие сведения о месторождении………………………………….8
1.2. Орогидрография………………………………………………………10
1.3. Стратиграфия………………………………………………………….10
1.4. Тектоника……………………………………………………………...21
1.5. Нефтегазоводоносность……………………………………………...25
1.6. Коллекторские свойства пласта…………………………………….29
1.7. Физико-химические свойства нефти, газа, воды………………….30
1.8. Подсчет запасов нефти и газа………………………………………37
ВЫВОДЫ…………………………………………………………………..40
2. Технологическая часть…………………………………………41
2.1. Основные решения проектных документов………………….41
2.2. Анализ разработки пласта с начала эксплуатации…………..42
2.2.1.Анализ обводненности залежи в первой стадии разработки…………………………………………………………………48
2.2.2.Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)……………………………………………………………………….48
2.3. Характеристика системы воздействия на пласт……………53
2.3.1. Анализ изменения энергетического состояния залежи……………………………………………………………………...54
2.4. Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа…………………………………………………………..56
2.4.1. Характеристика фонда скважин……………………………..56
2.4.2. Анализ отборов нефти и жидкости и дебитов скважин…….58
2.4.3. Анализ обводнения залежи…………………………………..59
2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки…………………………………………………………………..60
2.6. Определение эффективности разработки нефтяных залежей расчетными методами……………………………………………………..64
-
Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных толщин……………………64
2.7. Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для его дальнейшей разработки…………………………68
2.8. Краткое описание рекомендуемых для внедрения геолого-технических мероприятий………………………………………………..69
ВЫВОДЫ…………………………………………………………………..70
ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………………………71
РЕФЕРАТ
ПЛАСТ, СКВАЖИНА, НЕФТЕОТДАЧА, ЗАЛЕЖЬ, ОБВОДНЕННОСТЬ, ПРОНИЦАЕМОСТЬ, ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТЬ
В настоящей работе рассмотрен геолого-промысловый материал, проведен расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов нефти и газа.
Рассмотрены основные решения проектных документов, анализ разработки пласта с начала эксплуатации и на текущую дату, изменение энергетического состояния залежи.
Выполнен расчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту) на 01.01.2012 года для анализа охвата разработки залежи. Так же выполнен расчет остаточных нефтенасыщенных толщин для оценки коэффициента нефтеотдачи, определения зон концентрации остаточных запасов нефти.
Произведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки. На основе анализа дана оценка эффективности разработки данной залежи и разработаны рекомендации по улучшению ее разработки.
Приведены теоретические основы рекомендуемых мероприятий.
Введение
Анализ разработки нефтяного месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождений на поздних стадиях.
Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является, размер, форма нефтяной залежи ее неоднородность, а также коллекторские и физико-химические свойства нефти.
Одной из важных задач, возникающих при анализе разработки в поздней стадии разработки, является выявление характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.
Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата пласта воздействием, ликвидации зон и участков, где слабо распространяется влияние нагнетания.
Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение пластов, вполне закономерно, что в первую очередь необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи - это усиление систем заводнения, применения способов регулирования ( циклическая закачка и изменение направления фильтрационных потоков ИНФП и т.д)
Кроме того, в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных залежей на поздних стадиях разработки и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов для достижения коэффициента нефтеотдачи КИН, необходимо широко внедрять методы увеличения нефтеотдачи пластов - массового применения геолого-технических мероприятий (ГТМ).
1. Геологическая часть.
1.1. Общие сведения о месторождении.
В административном отношении Красногородецкое месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области, в 115 км к северо-востоку от областного центра – г. Самара.
Ближайшая железнодорожная станция Челно-Вершины расположена в 25 км к северу от месторождения.
Близлежащие населенные пункты: сс. Дмитриевка, Покровка, Липовка, Красный Городок и другие, связаны между собой автомобильными дорогами местного значения. Непосредственно через площадь месторождения проходит асфальтированная автодорога Самара-Сергиевск-Челно-Вершины.
В административно-хозяйственном отношении район в основном сельскохозяйственный.
Лицензия на право пользования недрами СМР 00187НЭ выдана ОАО “Самаранефтегаз” 25.10.1995 г. Дата окончания действия лицензии – 25.10.2015 г.
Изучаемое месторождение расположено в окружении давно разрабатываемых месторождений: с севера – Шумолгинское, с северо-запада – Озеркинское, с юга – Радаевское и Боровское, с востока – Смагинское.
Район месторождения промыслово обустроен с необходимым комплексом закрытых нефтесборных и очистных сооружений и поддерживается в хорошем экологическом состоянии. На месторождении расположена электроподстанция 110/35/6-10 кВ.
Нефть поступает на нефтесборный пункт, расположенный непосредственно на Красногородецком месторождении, и далее в нефтепровод “Дружба”, который расположен в 36 км к юго-востоку от месторождения.
Район относится к лесостепной зоне, занят в основном пахотными землями, на востоке территории леса лиственных пород образуют крупные массивы.
Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +70 до +250 м.
Климат района континентальный, с жарким летом и холодной зимой; среднегодовая температура составляет +3,9 ºС. Среднемесячная температура января достигает -13,1ºС, в июле она составляет +20,2ºС. Среднегодовое количество осадков равно 460 мм. Продолжительность зимнего периода со снеговым покровом 139 дней. Обзорная схема района работ представлена на рисунке 1.1.
Обзорная схема работ Красногородецкого месторождения
Рис. 1.1.
1.2. Орогидрография
Площадь месторождения приурочена к водоразделу рек Липовка и Кондурча. В непосредственной близости от месторождения протекает река Кильна.
В зоне активного водообмена отмечено наличие воды в четвертичных отложениях, в отложениях татарского и казанского ярусов, калиновской свиты верхней перми. Водоносные горизонты нижнепермских отложений, среднего и верхнего карбона на месторождении отдельно выделить невозможно из-за отсутствия четко выраженных водоупоров.
Водоносный горизонты в нижнечетвертичных делювиальных отложениях имеет очень малую площадь распространения и к промышленному применению не пригоден.
Водоносные горизонты в отложениях татарского яруса имеют более широкое распространение. Водоносными являются трещиноватые песчаники и алевролиты, содержащие прослои известняков, мергелей, глин. Мощность водоносных пород изменяется от 2 до 33,5 м. Удельный дебит скважин колеблется в пределах 0,1 - 3 л/сек. Пресные подземные воды нижнетатарского водоносного комплекса служат местному населению в качестве основного источника водоснабжения.
В верхнеказанских отложениях водовмещающими породами являются трещиноватые доломиты, известняки, песчаники. При опробовании переходной толщи был получен дебит воды 10 - 12 м3/час.
1.3. Стратиграфия
В основу стратиграфического расчленения разреза Красногородецкого месторождения положено «Решение Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы», проходившего в Ленинграде (ВСЕГЕИ) в 1988 году.
По данным геологических исследований, проведенных в процессе структурного, разведочного и эксплуатационного бурения, разрез представлен породами кристаллического фундамента, отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.
Ниже приводится описание разреза и особенности геологического строения пластов Красногородецкого месторождения.
Породы кристаллического фундамента вскрыты тремя скважинами на максимальную глубину 23 м и представлены пестроцветными амфибол-пироксен-плагиоклазовыми гнейсами со следами поздней биотинизации.
Палеозойская группа (PZ)
Палеозойская группа представлена девонской, каменноугольной и пермской системами.
Девонская система (D)
Девонская система представлена живетским ярусом среднего отдела, франским и фаменским ярусами верхнего отдела.
Живетский ярус (D2zv) сложен алевролитами с прослоями глин темно- и зеленовато-серых, неяснослоистых, плотных, и плотных известняков. Толщина яруса составляет 0 - 15 м.
Франский ярус (D3f) представлен нижним, средним и верхним подъярусами. Толщина яруса 285 - 317 м.
Пашийский горизонт сложен переслаиванием песчаников белых и светло-серых, кварцевых, мелкозернистых, средней крепости, слабопористых, водонасыщенных; алевролитов серых, слоистых, плотных, крепких, глинистых, слюдистых, участками песчанистых; глин зеленовато-серых, слоистых, алевритистых. Толщина 45 - 54 м.