Орогидрография, стратиграфия, тектоника, нефтегазоводоносность, коллекторские свойства пласта. Подсчет запасов нефти и газа. Основные решения проектных документов. Анализ обводненности залежей и применения геолого-технических мероприятий, фонд скважин.
Аннотация к работе
1. Геологическая часть 1.1 Общие сведения о месторождении 1.2 Орогидрография 1.3 Стратиграфия 1.4 Тектоника 1.5 Нефтегазоводоносность 1.6 Коллекторские свойства пласта 1.7 Физико-химические свойства нефти, газа, воды 1.8 Подсчет запасов нефти и газа Выводы 2. Технологическая часть 2.1 Основные решения проектных документов 2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации 2.2.1 Анализ обводненности залежи в первой стадии разработки 2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ) 2.3 Характеристика системы воздействия на пласт 2.3.1 Анализ изменения энергетического состояния залежи 2.4 Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа 2.4.1 Характеристика фонда скважин 2.4.2 Анализ отборов нефти и жидкости и дебитов скважин 2.4.3 Анализ обводнения залежи 2.5 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки 2.6 Определение эффективности разработки нефтяных залежей расчетными методами 2.6.1 Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных, эффективных, нефтенасыщенных толщин 2.7 Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для его дальнейшей разработки 2.8 Краткое описание рекомендуемых для внедрения геолого-технических мероприятий Выводы Список использованных источников ВВЕДЕНИЕ тектоника обводненность скважина Анализ разработки нефтяного месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождений на поздних стадиях. 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 Шумолгинское месторождение расположено на территории Челно-Вершинского района Самарской области, в 115 км к северо-западу от г. Самары и в 20 км к югу от с. Челно-Вершины. Во вскрытом разрезе выявлены залежи нефти в пластах А3 верейского горизонта, Б2 бобриковского горизонта и В1, турнейского яруса. Челно-Вершины и с областным центром г. Самары шоссейными дорогами. Шумолгинское нефтяное месторождение относится к Северной группе месторождений Самарской области и числится на балансе ОАО «Самаранефтегаз». Абсолютные отметки рельефа составляют 160 - 210 м. Абсолютно - высокая температура 32,90 С отмечается в июне, абсолютно - низкая -30,40 С в декабре. Каменноугольные отложения в пределах района представлены всеми тремя отделами - нижним, средним и верхним, сложенными карбонатными породами (известняками и доломитами) с терригенной пачкой в бобриковском горизонте нижнего карбона. Увеличение мощностей разреза между отражающими горизонтами нижнего карбона свидетельствует о возможно рифогенной природе Шумолгинского поднятия (в первую очередь, в пределах северо-западного купола) в толще фаменско-турнейских осадков. 1.5 Нефтегазоносность Нефтеносность разреза Шумолгинского месторождения в процессе разбуривания изучалась по керну и промыслово-геофизическим материалам. Продуктивный карбонатный пласт А3 залегает на глубинах около 1100 м и приурочен к центральной и нижней частям разреза верейского горизонта. По данным ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта отмечается в скважинах №№ 2, 50, 51, 52, 56, 58, 66, 70, 71 в интервале абс. отметок минус 907,6 - 909,3м, наиболее высокое положение водонасыщенной части - в скважинах №№ 1, 41, 50, 52, 63, 66, 69, 70, 71 в интервале абс. отметок минус 910,6 - 907,6м. По совокупности данных испытания и ГИС начальный ВНК принят на отметке -909 м. Залежь пластово - сводовая со сравнительно обширной водонефтяной зоной, занимающей 85% ее площади. -1264 м) на северо-восточном куполе. 5,52 1,83 2,14 7,91 Начальная пластовая температура, оС 24,0 30,0 31,0 31,0 Начальное пластовое давление, МПа 11,05 14,6 14,7 14,7 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа?с 65,77 82,3 100,2 51,2 Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,906 0,910 0,907 0,905 Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,92 0,918 0,918 0,915 Абсолютная отметка ВНК, м -909 -1275 -1267 -1277 Объемный коэффициент нефти, д оли ед. 1,11 1,11 1,11 1,11 Содержание серы в нефти, % 4,3 4,13 3,94 4,07 Содержание парафина в нефти, % 4,0 4,1 4,25 5,0 Давление насыщения нефти, МПа 2,63 4,06 4,13 5,01 Газосодержание нефти, м3/т 10,1 8,05 9,7 4,9 Газовый фактор м3/т 8,96 7,47 8,92 4,59 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа?с 1,44 1,3 1,3 1,3 Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1