Разработка нефтяных месторождений

Основные проектные решения по разработке месторождения. Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов. Геолого-промысловое обоснование расчетной модели, варианты, проекты разработки объектов.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 27.03.2011
Размер файла 7,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

- оценки ущерба, наносимого недрам при их использовании, а также предусматривающие проведение следующих работ:

- опробования пластов;

- отбора образцов пород и пластовых флюидов;

- различных операций с применением взрывчатых веществ (прострелочно-взрывные работы);

- интенсификации притоков флюидов из продуктивных пластов;

- геолого-технологических исследований в процессе бурения.

Комплекс ГИРС определяется задачами, соответствующими назначению скважин, прогнозируемым геологическим разрезом и проектируемыми техническими условиями строительства и эксплуатации скважин. По целевому назначению различают:

- комплекс ГИРС для изучения технического состояния открытого ствола бурящихся скважин;

- комплекс ГИС при испытаниях в открытом стволе в процессе бурения;

- комплекс ГИРС для изучения технического состояния обсадных колонн и качества цементирования колонн;

- комплекс ГИС при испытаниях в колонне;

- комплекс ГИРС для контроля за разработкой нефтяных и газовых залежей.

Обязательный комплекс ГИС для изучения технического состояния открытого ствола бурящихся скважин включает: инклинометрию, профилеметрию, резистивиметрию и термометрию (по всему стволу скважины).

Обязательный комплекс ГИС в интервалах, намечаемых для испытания в открытом стволе в процессе бурения скважины, включает: ПС (при электрическом сопротивлении ПЖ выше 0,2 Ом.м), БК (или ИК), ГК, НК, профилеметрию, проводимые непосредственно перед испытанием. Если в районе работ доказана эффективность ГИС, выполняемых по методике "каротаж - испытание - каротаж", то после проведения испытаний повторно регистрируют БК, ГК, НК. При выполнении кислотных обработок и мероприятий по интенсификации притоков комплекс ГИС выполняется до и после воздействия на пласт.

4. Специальная часть

4.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов

На залежь пласта Ач4 приходится значительное количество геологических запасов нефти категории С12. Северо-восточная часть залежи имеет сложный внутренний контур ВНК ввиду тектонических нарушений. Коллекторы характеризуются низкой проницаемостью порядка 4.8 мД, что потребует применения методов увеличения нефтеотдачи, и высокой расчлененностью - 8.0 д.ед. Толщины глинистых перемычек между вышележащим пластом Ач3 и нижележащим Ю11 составляет в среднем более 20 м. Таким образом, залежь пласта Ач4 можно считать самостоятельным объектом, который будет разрабатываться самостоятельной сеткой скважин.

Нефтяные залежи пластов Ю11 и Ю2 имеют близкие между собой фильтрационно-емкостные параметры коллекторов и одинаковые физико-химические свойства насыщающих их флюидов: вязкость, плотность. В плане контура пластов совпадают (рис. 4.1.1). Коллекторы юрских пластов низкопроницаемые, что потребует применения мероприятий по увеличению их нефтеотдачи. Средняя толщина глинистого прослоя между пластами составляет более 17 м, толщина глинистой перемычки между вышележащим пластом Ач4 в среднем превышает 20 м, между пластами Ю2 и нижележащим Ю3 - более 10 м. Таким образом, пласты могут быть объединены в один эксплуатационный объект, и разрабатываться единой сеткой скважин. В ТЭО КИН также был определен возможный вариант объединения пластов Ю11 и Ю2 по всей площади нефтеносности. При объединении пластов Ю1 и Ю2 в один эксплуатационный объект необходимо рассмотреть вариант с поинтервальным ГРП.

В стадии опытных работ бурение отдельных сеток скважин на пласты такого типа, имеющие незначительное количество запасов (НИЗ нефти на участках ОПР в сумме составляют 742 тыс. т) и недостаточную изученность, не совсем рентабельно. Поэтому для изучения характеристик пластов, содержащихся в них углеводородов, добывных возможностей, в качестве опытных работ на данном этапе возможно бурение единой разукрупненной редкой сетки.

Следует учитывать, что объединение в эксплуатационный объект двух и более нефтяных пластов считается рациональным и его есть смысл осуществлять, если по сравнению с раздельной эксплуатацией происходит увеличение среднего дебита нефти на скважину, если увеличение амплитудного (начального максимального) дебита нефти на скважину превосходит уменьшение средней доли нефти в суммарном отборе жидкости при условии обязательного отбора официально утвержденных извлекаемых запасов нефти [8].

На стадии проектирования опытно-промышленных работ можно также рассмотреть пласты Ю11 и Ю2 как самостоятельные объекты разработки, провести испытания оценочных самостоятельных скважин. Если по экономической оценке раздельная эксплуатация пластов Ю11 и Ю2 окажется нерентабельной, то предлагается укрупнить эксплуатационный объект и на эти пласты проектировать одну общую сквозную сетку добывающих и нагнетательных скважин, и также применить: комплекс геолого-технических мероприятий (методы интенсификации, МУН), основными мероприятиями будут являться ГРП как метод освоения; бурение горизонтальных скважин для увеличения коэффициента охвата. Совместная эксплуатация пластов позволит сократить количество скважин и обеспечить экономию капитальных затрат на бурение, однако при этом суммарная продуктивность скважин может оказаться существенно меньшей, чем сумма значений продуктивности пластов при их раздельной разработке, в любом случае, достоверные результаты принесут только опытные работы.

Рис. 4.1.1 Карта совмещенных контуров пластов Ю11 и Ю2

4.2 Геолого-промысловое обоснование расчетной модели объектов

Построения геологических моделей пластов Ач4, Ю11 и Ю2 Северо-Комсомольского месторождения выполнены ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» с применением программного комплекса «DV-Geo». Основой для создания моделей послужили данные корреляции разрезов по пробуренным разведочным и эксплуатационным скважинам (~100 скв.), РИГИС, а также данные сейсморазведки 3D.

При корреляции выделялись стратиграфические границы интервалов, как правило, приуроченные к той или иной пачке глин, разделяющей пласты. Поэтому граница подошвы каждого из пластов совпадает с границей кровли нижележащего пласта.

В качестве основных реперных поверхностей при корреляции разрезов были использованы отражающие горизонты «Т», «Б» и «ПК», дополнительно - границы пластов БП4 и ПК18, обладающие отличительными геофизическими характеристиками.

По результатам проведенной детальной корреляции в геологическом разрезе всего Северо-Комсомольского месторождения было выделено более 50 пластов, однако в число промышленно-нефтегазоносных были включены только 41.

По материалам сейсморазведки 3D определены разломы поверхностей отражающих горизонтов, которые были использованы при построении кубов параметра литологии путем задания соответствующих поверхностей разломов.

Геологические модели 3D представлены по объектам: Ач4, Ю11, Ю2.

4.3 Сущность созданной модели объекта

Пласт Ю11

Залежь нефти выявлена в северной части месторождения, вскрыта четырьмя скважинами 444, 464, 467, 473 на глубине 3191,6-3215,6 м, ВНК принят по данным ГИС на абс.отметке 3140,2 м, относится к пластовому сводовому-тектонически экранированному типу, имеет довольно сложную конфигурацию контура нефтеносности, размеры 14,2x5,6 км и весьма значительную высоту -110,2 м. Южная краевая часть залежи оказалась более сложного строения за счёт выявления чисто водоносных зон.

Общая толщина пласта варьирует в пределах 11,2-21,4 м, составляя в среднем 16,0 м, эффективная - от 6,8 до 13,4 м при среднем значении 9,8 м, при этом отмечается некоторая тенденция увеличения эффективных толщин в северном направлении, средневзвешенная величина hн определена равной 7,9 м. В разрезе залежи прослеживаются практически два зональных интервала, что нашло отражение в величинах Кпесч.= 0,61 и Кр=4,8, по нефтенасыщенной части Кр= 3,5.

Пласт отделяется от ниже залегающего выдержанной толщей глинистых пород мощностью более 35 м.

Трехмерная модель построена с шагом в плане 50x50 м, толщина слоев изменяется в пределах от 0,29 м до 0,52 м (в среднем - 0,44м), модель характеризуется наличием развитой системы непроницаемых разломов. Размеры полученной геологической модели: 281x421x50 (2256625 -активных ячеек). На рисунке 4.3.1 представлена общая геометрия, а на рис. 4.3.2 приведен подсчетный план пласта Ю11.

В таблице 4.3.1 представлены средние значение и диапазоны изменений свойств породы пласта Ю11.

Таблица 4.3.1

Геолого-геофизические параметры модели пласта Ю11

Пористость, д.ед.

минимум

0.119

максимум

0.184

среднее

0.155

Проницаемость, мД

минимум

0.2

максимум

26.4

среднее

4.3

Нефтенасыщенность, ед

минимум

0.5

максимум

0.592

среднее

0.542

Рис. 4.3.1 Общая геометрия геологической модели пласта Ю11

Рис.4.3.2 Подсчетный план по пласту Ю11

На рис. 4.3.3 представлена карта эффективных нефтенасыщенных толщин

Рис. 4.3.3 Карта эффективных нефтенасыщенных толщин по геологической модели

Все представленные трехмерные геологические модели построены с шагом по XY 50 метров. Размерность участков моделирования определена исходя из возможности сохранения законтурной зоны 1-1.5 км, обеспечивающей моделирование водонапорного режима.

Для ремасштабирования участков геологических моделей по вертикали использованы следующие методы:

1) Равномерное регулярное выделение слоев: Ач4, Ю11, Ю2,

2) Неравномерное регулярное выделение слоев: Ач4, Ю11, Ю2.

Пласт Ю1 . Выделение слоев осуществлялось на основании геолого-статистических разрезов. Графически процедура выделения слоев фильтрационной модели приведена на рис. 4.3.3, схема выделения слоев представлена в таблице 4.3.2.

В результате процедуры ремасштабирования из 50 слоев геологической модели путем объединения, получены 16 слоев трехмерной фильтрационной модели.

Рис. 4.3.3 Геолого-статистические разрезы. Пласт Ю11

Рис. 4.3.4 Трехмерная сеточная аппроксимация пласта Ач4 (начальная нефтенасыщенность).

Рис. 4.3.5 Трехмерная сеточная аппроксимация пласта Ю11 (начальная нефтенасыщенность).

Рис. 4.3.5 Трехмерная сеточная аппроксимация пласта Ю2 (начальная нефтенасыщенности).

В таблице 4.3.2 представлено сопоставление запасов углеводородов рассчитанных по геологической модели и в фильтрационной модели.

Таблица 4.3.2

Сопоставление запасов углеводородов рассчитанных по геологической модели и в фильтрационной модели

Пласт

Залежь

Запасы нефти, тыс т.

Расх-е, %

Запасы газа, млн. м3

Расх-е, %

Запасы конденсата тыс.т

Расх-е, %

Геол. Модель

Фильтр, модель

Геол. модель

Фильтр, модель

Геол. модель

Фильтр, модель

Ач4

1

25349

25662

1.2

-

-

-

-

-

-

Ю11

1

35006

35025

0.05

-

-

-

-

-

-

Ю2

1

13945

13526

3.0

-

-

-

-

-

-

Как видно из представленной таблицы, расхождения в запасах подсчитанных в геологической и фильтрационной моделях не превышают 3.5%, указанных в Регламенте по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-047-00), что свидетельствует о правильности построения трехмерной модели и последующей процедуры разукрупнения, для построения гидродинамической модели.

Построенная, таким образом, трехмерная геологическая модель может служить основой для построения гидродинамической модели, а также базой для проектирования и подготовки программы геолого-технологических мероприятий по повышению эффективности разработки.

4.4 Результаты расчетов динамики показателей по вариантам

Объект Ач4

Вариант 1 (рекомендуемый).

· Система разработки - площадная 5-точечная с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки скважин - 34,8 га/скв.

· Фонд скважин всего - 9, в том числе 5 добывающих и 4 нагнетательных.

· Фонд скважин к бурению - 8, в том числе 4 добывающих и 4 нагнетательных.

· Ввод разведочной скважины №467.

· Способ эксплуатации - механизированный.

· Количество ГТМ и МУН - 147 скважино-операций.

· Проектные уровни:

добычи нефти - 19,9 тыс.т.;

добычи жидкости - 22,5 тыс.т.;

закачки воды - 35,0 тыс. м3.

· Накопленные показатели:

добычи нефти - 283,4 тыс.т.;

добычи жидкости - 713,6 тыс.т.;

добычи растворенного газа - 36,8 млн. м3;

закачки воды - 920,3 тыс. м3.

· КИН - 0,218 д. ед.

· Отбор от НИЗ - 101,2 %

· Срок разработки - 47 лет

Вариант 2.

· Система разработки - площадная 5-точечная с расстоянием между скважинами 600 м с избирательной заменой наклонно-направленных скважин на горизонтальные. Плотность сетки скважин - 34,8 га/скв.

· Фонд скважин всего - 5, в том числе 3 добывающих (из них 2 - горизонтальных) и 2 нагнетательных.

· Фонд скважин к бурению - 4, в том числе 2 добывающих (из них 2 - горизонтальных) и 2 нагнетательных.

· Ввод разведочной скважины №467.

· Способ эксплуатации - механизированный.

· Количество ГТМ и МУН - 41 скважино-операция.

· Проектные уровни:

добычи нефти - 28,5 тыс.т.;

добычи жидкости - 30,7 тыс.т.;

закачки воды - 50,4 тыс. м3.

· Накопленные показатели:

добычи нефти - 256,6 тыс.т.;

добычи жидкости - 571,2 тыс.т.;

добычи растворенного газа - 33,4 млн. м3;

закачки воды - 710,0 тыс. м3.

· КИН - 0,197 д. ед.

· Отбор от НИЗ - 91,6 %.

· Срок разработки - 34 года.

Вариант 3.

· Система разработки - площадная 7-точечная с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки скважин - 31,4 га/скв.

· Фонд скважин всего - 10, в том числе 6 добывающих и 4 нагнетательных.

· Фонд скважин к бурению - 9, в том числе 6 добывающих и 3 нагнетательных.

· Ввод разведочной скважины №467.

· Способ эксплуатации - механизированный.

· Количество ГТМ и МУН - 128 скважино-операций.

· Проектные уровни:

добычи нефти - 26,6 тыс.т.;

добычи жидкости - 29,3 тыс.т.;

закачки воды - 49,8 тыс. м3.

· Накопленные показатели:

добычи нефти - 278,6 тыс.т.;

добычи жидкости - 614,9 тыс.т.;

добычи растворенного газа - 36,2 млн. м3;

закачки воды - 788,0 тыс. м3.

· КИН - 0,214 д. ед.

· Отбор от НИЗ - 99,5%.

· Срок разработки - 40 лет.

Объект Ю112

Вариант 1.

· Система разработки - площадная 5-точечная с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки скважин - 31,1 га/скв.

· Фонд скважин всего - 10, в том числе 5 добывающих и 5 нагнетательных.

· Фонд скважин к бурению - 10, в том числе 5 добывающих и 5 нагнетательных.

· Ввод проектной скважины w3.

· Способ эксплуатации - механизированный.

· Количество ГТМ и МУН - 129 скважино-операций.

· Проектные уровни:

добычи нефти - 92,5 тыс.т.;

добычи жидкости - 106,2 тыс.т.;

закачки воды - 122,1 тыс. м3.

· Накопленные показатели:

добычи нефти - 720,7 тыс.т.;

добычи жидкости - 1772,6 тыс.т.;

добычи растворенного газа - 111,0 млн. м3;

закачки воды - 2115,9 тыс. м3.

· КИН - 0,341 д. ед.

· Отбор от НИЗ - 97,1 %.

· Срок разработки - 38 лет.

Вариант 2 (рекомендуемый)

· Система разработки - площадная 5-точечная с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки скважин - 24,5 га/скв.

· Фонд скважин всего - 10, в том числе 5 добывающих и 5 нагнетательных.

· Фонд скважин к бурению - 10, в том числе 5 добывающих и 5 нагнетательных.

· Ввод проектной скважины w3.

· Способ эксплуатации - механизированный.

· Количество ГТМ и МУН - 132 скважино-операции. Предусматривает зарезку 3-х боковых стволов.

· Проектные уровни:

добычи нефти - 92,3 тыс.т.;

добычи жидкости - 106,2 тыс.т.;

закачки воды - 122,0 тыс. м3.

· Накопленные показатели:

добычи нефти - 762,1 тыс.т.;

добычи жидкости - 1901,1 тыс.т.;

добычи растворенного газа - 117,4 млн. м3;

закачки воды - 2302,9 тыс. м3.

· КИН - 0,360 д. ед.

· Отбор от НИЗ - 102,7 %

· Срок разработки - 36 лет.

Вариант 3.

· Система разработки - площадная 7-точечная с расстоянием между скважинами 600 м. Плотность сетки скважин - 31,1 га/скв.

· Фонд скважин всего - 10, в том числе 7 добывающих и 3 нагнетательных.

· Фонд скважин к бурению - 10, в том числе 7 добывающих и 3 нагнетательных.

· Ввод проектной скважины w3.

· Способ эксплуатации - механизированный.

· Количество ГТМ и МУН - 139 скважино-операций.

· Проектные уровни:

добычи нефти - 59,6 тыс.т.;

добычи жидкости - 73,2 тыс.т.;

закачки воды - 126,6 тыс. м3.

· Накопленные показатели:

добычи нефти - 718,5 тыс.т.;

добычи жидкости - 1712,0 тыс.т.;

добычи растворенного газа - 110,6 млн. м3;

закачки воды - 2312,0 тыс. м3.

· КИН - 0,340 д. ед.

· Отбор от НИЗ -96,8 %.

Срок разработки - 43 года.

4.5 Характеристика утвержденных вариантов разработки по объектам Ю112 и Ач4

Таблица 4.5.1

Сопоставление расчетных вариантов разработки. Объект Ю112.

В Приложении 1 (Рис.1 и Рис.2) приведено сопоставление основных вариантов разработки по объекты объект Ю112.

Таблица 4.5.2

Сопоставление расчетных вариантов разработки. Объект Ач4.

Литература

1. Проект опытно-промышленной разработки залежей ПК18, БП2, БП52, БП62, БП63, Ач4, Ю11, Ю2 Северо-Комсомольского месторождения. ТФ ОАО «ЦГЭ», Тюмень 2007г.

Размещено на http://www.allbest.ru/


Подобные документы

  • Структурные карты по кровле коллектора. Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов. Основные коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Запасы нефти и растворенного газа на территории разработки.

    дипломная работа [7,3 M], добавлен 31.12.2015

  • Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Исследование пластов и продуктивности скважин. Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей. Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов.

    курсовая работа [62,3 K], добавлен 20.07.2010

  • Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.

    отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013

  • Геолого-промышленная характеристика месторождения. Горнотехнические условия разработки месторождения. Технологические потери и проектные промышленные запасы. Технология ведения добычных работ. Классификация разубоживания при разработке месторождения.

    дипломная работа [2,0 M], добавлен 11.05.2015

  • Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов ОАО "Томскнефть" ВНК: продуктивные пласты и их основные параметры, состояние разработки, схема сбора и подготовки продукции скважин. Транспортировка товарной нефти. Модификации насосов.

    практическая работа [924,6 K], добавлен 01.11.2013

  • Значение геологии в развитии нефтяной и газовой промышленности страны, геолого-промысловое обоснование технологических решений проектирования разработки. Особенности поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений, водонапорный режим работы залежей.

    контрольная работа [25,1 K], добавлен 28.02.2010

  • Геолого-промысловая характеристика объектов разработки Таймурзинского нефтяного месторождения. Изучение нефтяных пластов и флюидов. Физико-химические свойства нефти. Обзор конструкции скважин. Назначение и принцип действия штанговых глубинных насосов.

    курсовая работа [236,1 K], добавлен 17.04.2016

  • Разработка газовых месторождений. Геолого-техническая характеристика месторождения. Продуктивные пласты и объекты. Состав газа Оренбургского месторождения. Обоснование конструкций фонтанных подъемников. Выбор диаметра и глубины спуска фонтанных труб.

    курсовая работа [3,1 M], добавлен 14.08.2012

  • Общая геологическая характеристика Биттемского месторождения. Геолого-петрофизическая характеристика продуктивных пластов месторождения. Комплекс, техника и методика геофизических исследований скважин. Методики выделения пластов-коллекторов пласта АС10.

    курсовая работа [2,9 M], добавлен 25.01.2014

  • Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.

    отчет по практике [2,0 M], добавлен 20.03.2012

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.