Общие сведения о месторождении. Основные решения проектных документов. Анализ разработки пласта с начала эксплуатации. Порядок применения геолого-технических мероприятий. Анализ изменения энергетического состояния залежи. Характеристика фонда 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 Список использованных источников Введение Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата пласта воздействием, ликвидации зон и участков, где слабо распространяется влияние нагнетания. 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 Белозерско-Чубовское месторождение в административном отношении расположено на территории Красноярского района Самарской области, в 45 км к северо-востоку от г. Самара. Ближайшая железнодорожная станция Старосемейкино находится юго-западнее месторождения, а узловая станция Кинель в 20 км к юго-востоку от месторождения (рис 1.1). Река Сок пересекает северо-западную часть территории Белозерско-Чубовского месторождения. Сок имеет извилистое русло, хорошо разработанную долину, ширина которой достигает 8 км. Девонская система Сложена отложениями живетского, франского и фаменского ярусов, продуктивный пласт Д1 находится в толще франского яруса. Толщина девонских отложений 135 м Каменноугольная система Представлена всеми тремя отделами. Исключения составляют пласты А2, А3, Б0 и Дк, залежи нефти которых связаны с ловушками литологического типа. 1.5 Нефтегазоводоносность В разрезе палеозойских отложений, вскрытом в пределах Белозерско-Чубовского месторождения 245-ю скважинами, промышленная нефтеносность установлена в следующих пластах: А2-1 и А2-2, А3 - верейский горизонт, А4 - башкирский ярус, Б0 - тульский горизонт, Б2 Б3 - бобриковский горизонт, В1 - турнейский ярус, Дк - тиманский горизонт, Д1 - пашийский горизонт Залежи нефти на месторождении приурочены к породам различного литологического состава: терригенным (пласты Б0, Б2 Б3, Дк, Д1), карбонатным (пласты А3, А4, В1) и к породам терригенно-карбонатным - пласт А2. 2,5 Начальная пластовая температура, С 54 Начальное пластовое давление, МПа 28,4 Вязкость нефти в пластовых усл., мПа с 4,46 Плотность нефти в пластовых усл., т/м3 0,826 Плотность нефти в поверхн. усл., т/м3 0,866 Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,095 Содержание серы в нефти, % 2,1 Содержание парафина в нефти, % 3,74 Давление насыщения нефти газом, МПа 6,8 Газосодержание, м3/т 36 Коэффициент вытеснения, доли ед 0,652 Вязкость воды в пластовых усл., мПа с 1,01 Плотность воды в пласт.условиях. т/ м3 1,182 Нач. геологические запасы нефти, тыс.т: утвержденные ГКЗ (ЦКЗ) РФ представляемые в работе 8184 1.7 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды 1.7.1 Свойства и состав нефти и газа Физико-химические свойства нефти и газа Белозерско-Чубовского месторождения изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтом «Гипровостокнефть» и ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть». Характеристика нефти представлены в таблицах 1.3, 1.4, 1.5 Таблица 1.3 Свойства пластовой нефти и воды Наименование Пласт Д1 Количество исследованных Диапазон изменения Принятые значения скв. проб 1 2 3 4 5 а) Нефть Давление насыщения газом, МПа 10 12 6,4-7,1 6,8 Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т 10 12 33,7-46,9 40,6 Суммарное газосодержание, м3/т 10 12 - 36,0 Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях 10 12 - 1,095 1 2 3 4 5 Плотность, кг/м3 10 12 798,0-839,0 826,0 Вязкость, мПа?с 10 11 3,67-5,08 4,46 Пластовая температура, °С 10 12 51-55 54 г) Пла