Добыча нефти на Южно-Киенгопском месторождении - Курсовая работа

.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек2.1 Текущее состояние разработки Южно-Киенгопского месторождения2.3 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения 2.3.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации 2.3.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки3.1 Обоснование показателей экономической эффективностиБольшинство месторождений Удмуртской Республики относится к сложнопостроенным продуктивным объектам с трудноизвлекаемыми запасами нефти. К осложняющим особенностям нефтяных месторождений относится сильная геолого-литологическая расчлененность коллекторов, многопластовость, повышенное и высокое содержание в нефти таких осложняющих компонентов, как парафин, смола, сера, повышенная и высокая вязкость самой нефти, заключенной в резко неоднородных коллекторах карбонатного типа.Южно-Киенгопское месторождение находится в промышленной разработке с 1973 года и расположено на территории Якшур-Бодьинского административного района Удмуртской Республики, в 35 км к северу от г. Территория месторождения расположена в бассейне правых притоков р. Уровень грунтовых вод на понижениях и пойменных участках располагается на глубинах 1-5м. Климат района умеренно-континентальный, среднегодовая температура равна 1,5 . Средняя температура воздуха зимой составляетПоднятие по кровле эффективной части пласта B-II верейского горизонта и нижележащих продуктивных отложений среднего и нижнего карбона имеет куполовидную форму с увеличением крутизны крыльев и уменьшением размеров поднятия с глубиной. В стратиграфическом плане верейский горизонт приурочен к московскому ярусу среднего карбона, который подразделяется снизу вверх на верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты. Пласты имеют небольшие эффективные толщины, которые изменяются от 2 до 5 м, в среднем составляя 2,9 м. Залежь пластово-сводовая по пласту B-II и литологически ограниченная по пласту B-III. Проницаемость по керновым данным составляет по пласту B-II 0,128 мкм2, пористость по ГИС принята по B-II-0,17, по B-III-0,16, нефтенасыщенность соответственно 0,73 и 0,57.Поднятие по кровле эффективной части пласта имеет куполовидную форму. Пласты коллекторы характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью, представлены в основном чередованием маломощных пропластков, имеют небольшие эффективные толщины, которые изменяются от 2до 5м.Объект разрабатывается скважинами возвратного фонда и горизонтальными скважинами, пробуренными в опытном порядке в соответствии с «Дополнением к проекту разработки Южно-Киенгопского месторождения с бурением опытных горизонтальных скважин на верейскую залежь». Утвержденный II вариант предусматривал бурение 17 скважин, в том числе 12 добывающих (№ 21-32) и 5 нагнетательных (№ 33-37). Исключение их из бурения является обоснованным, т.к. удельные остаточные запасы на каждую скважину составляют всего 6,2 тыс. т. Кроме того, с нижних объектов предполагалось перевести в добывающие 10 скважин (№59, 73, 74, 76, 79, 100, 102, 103, 104, 105), в нагнетательные - 2 скважины (№ 343 и 360). За период с 1996-2002 г.г. на верейский объект переведено 5 скважин: с башкирского объекта 1 скважина - №79, с яснополянского 4 скважины - №74, 100, 343, 360.Накопленная добыча нефти на скважину зависит от даты перевода скважины на объект, либо ввода ее из бурения и колеблется в диапазоне от 58 т (скв. 3 скважины оборудованы ЭЦН-30 и 14 скважин - ШГН (12 скважин - НГН-2-43 и 2 скважины - НГН-2-56). Больше половины скважин (10 из 17) работает с обводненностью до 20%, 5 скважин - с обводненностью от 50% до 90 %, одна скважина имеет обводненность более 90 % (№ 70). Доля высокообводненных (более 90 %) скважин за период 2001-2006 гг. не превышает 17 % от общего количества действующих скважин, доля добычи нефти из таких скважин с 2001 года не превышает 1 % от общей добычи по объекту. Объект является возвратным и выработка запасов, в основном, зависит от периода работы скважин на объекте: скважины с наиболее высокой выработкой запасов (с накопленной добычей нефти более 20 тыс.т) работают на объекте с 1996-1997 гг., наименьшую выработку имеют скважины, переведенные на верейский объект в 2004-2005 гг. Незначительная выработка запасов приходится на нагнетательные скважины с непродолжительным периодом эксплуатации на нефть.Отставание в накопленной добыче нефти обусловлено меньшим значением действующего фонда добывающих скважин за последние 5 лет по причине более позднего их перевода с нижележащих объектов. Необходимо запланировать мероприятия по дальнейшему переводу скважин с нижележащих объектов в зоны с низкой плотностью сетки скважин, с целью вовлечения больших запасов нефти в активную разработку. Превышение уровней отбора нефти над проектными в 2005г. произошло за счет снижения забойного давления в добывающих скважинах значительно ниже давления насыщения, что позволило при максимальной депрессии на пласт увеличить дебиты скважин по жидкости и нефти; Текущий уровень

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Поднятие по кровле эффективной части пласта имеет куполовидную форму. Верейский горизонт представлен чередованием терригенных и карбонатных пород. Пласты коллекторы характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью, представлены в основном чередованием маломощных пропластков, имеют небольшие эффективные толщины, которые изменяются от 2до 5м. Также верейский объект обладает наиболее благоприятным соотношением проницаемости, пористости и пластового давления, что обеспечит хороший приток к забою скважины и более полную выработку залежи.

Запасы нефти легкие, маловязкие, малосернистые, малосмолистые, малопарафинистые.

Рассмотрев верейский объект и оценив его по основным геологическим критериям, принимаем решение о переходе на разработку горизонтальными скважинами.