Геологическое строение, нефтегазоносность, анализ текущего состояния разработки и предложения по увеличению нефтеотдачи месторождения Колендо - Дипломная работа

В дипломной работе была поставлена задача: изучить особенности и дать анализ применяемой системы разработки месторождения Колендо. Залежи нефти месторождения практически полностью разбурены по площади. На месторождении выделено 7 эксплуатационных объектов: XVII XVIIA, XVIII, XVIIIA, XIX, XX XXA, XXI и XXII пласты. Разработка основных эксплуатационных объектов (XVII XVIIA, XVIII) осуществляется с применением методов поддержания пластового давления после эксплуатации их при режиме растворенного газа, остальные пласты - на стественных режимах - растворенного газа и упруговодонапорного. Развитие системы заводнения залежи по пути ее усиления и повышения эффективности происходило в следующие этапы: 1965-1969 г.г. - приконтурное заводнение;месторождение разработка нефть пласт Месторождение Колендо расположено в 32 км севернее г. В административном отношении входит в состав Охинского района Сахалинской области России. Нефть по нефтепроводу перекачивается на нефтеперерабатывающий завод в г.Комсомольск-на-Амуре. Площадь покрыта густым, труднопроходимым лесом (лиственница, ель, кедровый стланник, пихта).К окобыкайской свите по современным представлениям относится пачка глинистых пород мощностью 250 м, залегающая между кровлей пильской свиты и пластом XXII, принадлежащим к нутовской свите. Нижняя часть нижненутовского подгоризонта, содержащая пласты (снизу вверх): XXII, XXIA, XXI и XXA, сложена преобладающими аргиллитами и алевролитами с прослоями и пластами песчаников. Пласт XXIA в основном массивный, маломощный (5-10 м); в южной части месторождения в нем появляются прослои глинистых пород и мощность возрастает до 20 м. Глинистый раздел между пластами XX и XIX представлен темно-серыми песчано-алевритовыми аргиллитами (глинами), переходящие в глинистые алевролиты. Пласт XVIIIA на севере месторождения имеет мощность в несколько метров, а на юге представляет собой сложное сочетание пластов и прослоев песчаных и алеврито-глинистых пород общей мощностью до 60 м.В скважине № 53 керн отобран из средней и подошвенной части пласта (глубина залегания пласта в этой скважине 1482-1520 м). Значения карбонатности меняются от 18,3 до 31,4% (среднее значение - 25,9%) и, как следствие, ФЕС этих пород значительно понижены: открытая пористость колеблется в пределах от 1,1 до 4,9% (среднее значение - 2,8%). Открытая пористость меняется в интервале от 14,6 до 28% (среднее значение - 24,9%), проницаемость - от 25,6 до 820,4*10-3 мкм2 (среднее значение - 247*10-3 мкм2). Глинистость меняется от 10,2 до 21,4%, среднее значение - 16,5%), открытая пористость - от 20,7 до 25,8% (среднее значение - 24,1%), проницаемость - от 154,2 до 313,1*10-3 мкм2 (среднее-252,1*10-3 мкм2). В скважине № 129 керном охарактеризована средняя и подошвенная часть пласта (глубина залегания пласта 1511-1552 м), интервал отбора керна 1522-1553 м.За рентабельный период будет добыто 360 тыс. т нефти, 8887 тыс. м3 воды и 33.0 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 10248 тыс.м3 воды. За рентабельный период будет добыто 287 тыс. т нефти, 6799 тыс. м3 воды и 23 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 3593 тыс. м3 воды. За рентабельный период будет добыто 21 тыс. т нефти, 530 тыс. м3 воды и 2 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 395 тыс. м3 воды. Вариант 1 проектный период составит 3 года, за это время будет добыто 0.7 тыс. т нефти, конечная нефтеотдача составит 0.15. За рентабельный период будет добыто 368 тыс. т нефти, 6449 тыс. м3воды и 41 млн. м3 попутного газа; в пласт будет закачано 8418 тыс. м3 воды.Залежь II блока в настоящее время в разработке не участвует по причине выбытия скважин из эксплуатации изза обводнения. За анализируемый период среднесуточный дебит одной скважины по нефти уменьшился с 6.2 до 4.1 т/сут при практически постоянном дебите по жидкости, что связано с выбытием из эксплуатации высокообводненных скважин по разным причинам. Однако, учитывая результаты геофизического материала скважин, пробуренных в последнее время, а также результаты предыдущих анализов разработки местородения следует отметить, что XVIIA пласт и подошвенная часть XVII пласта характеризуются низкой степенью выработки запасов. По залежи III блока XVIII пласта текущий коэффициент охвата заводнением составил 0.562 и объясняется геолого-физической характеристикой пласта (неоднородность, физико-химические свойства нефти), а также условиями разработки. Согласно технико-экономическим расчетам, раздел 3, основные остаточные запасы нефти сконцентрированы в залежах XVIIIA пласта, ХХ ХХА пластов (VII и VIII блоки) и XXI пласта Х блока.Первый пусковой клапан, в зависимости от статического уровня в скважине, установлен на глубинах от 139 м (скв. Отмечен большой расход газа по скважине № 209 - 1500 МЗ/МЗ по жидкости и 3461 МЗ/МЗ по нефти по причине малодебитности. Средний удельный расход газа по месторождению составляет 149 МЗ/МЗ по жидкости и 2551 МЗ/МЗ по нефти. Предлагается произвести замену НКТ диаметра 73 мм на НКТ диаметра 60 мм на скважинах с небольшими отборами жид