СОДЕРЖАНИЕ 

ВВЕДЕНИЕ 5

1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ 6

2 КРАТКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА 7

2.1 Свойства и состав газоконденсатной смеси 7

2.2 Запасы газа и конденсата 8

3 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА 9

3.1 Сведения о запасах 10

3.2 История проектирования разработки 11

4 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН И ИХ ТЕКУЩИХ ДЕБИТОВ 12

4.1 Отдельно по каждой скважине 12

4.2.1 Скважина 44 12

4.2.2 Скважина 181 12

4.2.3 Скважина 182 13

4.2.4 Скважина 184 14

4.2.5 Скважина 185 14

4.2.6 Скважина 186 15

4.2.7 Скважина 213 15

4.2.8 Скважина 240 16

4.2.9 Скважина 241 16

4.2.10 Скважина 242 17

4.2.11 Скважина 243 17

4.2.12 Скважина 244 18

4.2.13 Скважина 245 18

4.2.14 Скважина 246 18

4.2.15 Скважина 247 19

4.2 По участку месторождения 19

5  ЗАКЛЮЧЕНИЕ 26

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 27

ВВЕДЕНИЕ

 

     После принятия к реализации проектного документа, определяющего разработку месторождения, приступают к разбуриванию месторождения, его обустройству и собственно добыче нефти и газа из месторождения. Начиная  с ввода месторождения в разработку до самого окончания этого процесса, не прекращают измерения (исследования) геолого-физических свойств месторождения  и показателей его разработки. При этом накапливаются многочисленные сведения, позволяющие не только лучше  познавать характеристики месторождения  и изучать ход его разработки, но и управлять процессами извлечения нефти из недр для этого и проводят анализ накопленных данных.

     На  основе анализа разработки месторождения  и выявления расхождений проектных  и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий  и является регулированием разработки месторождения, которое можно проводить  чисто технологическими методами без  изменения или с частичным  изменением системы разработки.

     Разработка  ХХ месторождения была начата в конце 1968 г. в соответствии с "Комплексным проектом опытно-промышленной эксплуатации..." (1966 г.) объекта.

    В период 1991-1995 гг. эксплуатация основной залежи ХХ НГКМ проводилась на основе "Комплексного проекта разработки ХХ нефтегазоконденсатного месторождения  на завершающей стадии".

    В настоящее время месторождение  разрабатывается в соответствии с рекомендациями "Анализа состояния  разработки ХХ НГКМ и проектных показателей на период 1996-2000 гг.", выполненного в 1995 г.

    Целью данной курсовой работы анализ отборов  и коэффициентов эксплуатации скважин  по участку ХХ месторождения, определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу, объектов разработки и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности.

1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

 

     ХХ нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Вуктыльском районе Республики Коми в 160 км от г. Ухты и в 175 км от г. Печоры, в районе с развитой инфраструктурой. Трасса магистрального газопровода СРТО – Ухта - Торжок проходит по территории ХХ НГКМ.

     Месторождение открыто в 1964 г, введено в промышленную эксплуатацию в 

1968 г,  в промышленную разработку - в  1970 г.

     Лицензия  СЫК 14256 НЭ от 01.10.07 г. на добычу углеводородного  сырья на ХХ месторождении выдана ООО «Газпром переработка». Срок действия до 2016 г.

2 КРАТКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

 

     ХХ нефтегазоконденсатное месторождение в тектоническом отношении расположено в пределах ХХ тектонической пластины Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба. В осадочном чехле выделяется два структурных этажа: нижний, недислоцированный - автохтонный, и верхний надвинутый - аллохтонный. С аллохтонной частью разреза связана рассматриваемая газоконденсатная залежь в отложениях нижнепермско - каменноугольного возраста.

     Морфологически  ловушка представлена сложно построенной  узкой, длинной, высокоамплитудной, асимметричной  антиклиналью субмеридионального простирания. Региональный надвиг осложняет западное крыло структуры. ХХ антиклиналь осложнена тремя куполами: северным, средним и южным.

     В пределах месторождения выявлено десять залежей: основная газоконденсатная нижнепермско-каменноугольная, нижнепермско-каменноугольная нефтяная оторочка южной перекликали, газоконденсатная залежь в бобриковских песчаниках южного купола, нефтяная в отложениях московского  яруса среднего карбона на Северо-ХХ участке, две нефтяные в яснополянских отложениях нижнего карбона на Нижнехх участке и Восточно-Козланюрском поднятии, нефтяная залежь в башкирских отложениях Подчеремского участка, три газоконденсатные в в верхнефаменских отложениях верхнего девона.

     В настоящее время в разработке находятся нижнепермско каменноугольная газоконденсатная и Северо-ХХ нефтяная залежи.

     Основным  объектом разработки и предметом  данного проектного документа является газоконденсатная залежь в отложениях нижнепермско - каменноугольного

возраста, связанная с аллохтонной частью разреза.

2.1 Свойства и состав газоконденсатной смеси

 

   Пластовая газоконденсатная смесь характеризовалась  следующим начальным усредненным составом, % (молярные доли): метан 74,6; этан 8,9; пропан 3,8; бутаны 1,8; пентан плюс высококипящие 6,4; азот 4,5. Конденсат имел начальную плотность около 0,745 г/см³, содержание в нем метановых углеводородов составляло, % (молярные доли), 71; ароматических 11,9; нафтеновых 17,1. В конденсате было от 0,5 до 1,2% парафина, от 0,02 до 0,09 % серы. Нефть нефтяной оторочки легкая (плотность 0,826 — 0,841 г/см³), высокопарафинистая (4,0 — 8,1%), содержание серы в ней от 0,15 до 0,22%.

2.2 Запасы газа и конденсата

 

   Начальные запасы газа на Вуктыльском месторождении  составляли 429,5 млрд. м³, конденсата 141,6 млн. т. Начальная характеристика пластовой системы оценивалась следующими средними величинами: пластовое давление 36,3 МПа, температура 62°С, давление начала конденсации пластовой углеводородной смеси 32,4 МПа, конденсатогазовый фактор 360 г/см³.

3 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

 

     Нижнепермско-каменноугольная  залежь массивно-пластовая, сводовая, приурочена к мощной преимущественно карбонатной толще, характеризующаяся крупными размерами, неоднородностью строения, высоким начальным содержанием конденсата в пластовом газе (360 г/м³).

     Вмещающими залежь породами являются разновозрастные карбонатные отложения от нижнепермских до нижнекаменноугольных турнейского яруса. Значительная доля конденсатного газа сосредоточена в отложениях от среднего карбона до верхов визейского яруса нижнего карбона, с которыми связаны три основных продуктивных горизонта: московский С2m, башкирско-протвинский С2b-C1pr и стешевско-веневский С1st-vn.

     Коллекторы  продуктивной толщи относятся к  сложным. По типу пустотного пространства выделяют коллекторы с гранулярной (поровые), смешанной (каверно-поровые) и порово-трещинной емкостью. Первые два типа относятся к высокопористым (Кп>6%), третий – к низкопористым (Кп<6%).

     Соотношение различных типов коллекторов  определяет значительную неоднородность продуктивного массива по емкостным  и фильтрационным параметрам. Средний  по залежи коэффициент гранулярности  составляет 0,283, коэффициент расчлененности – 32.

     Глубина залегания залежи составляет 2100-3500 м, этаж газоносности 1440 м. Средние эффективные  газонасыщенные толщины основных продуктивных горизонтов следующие: С2m – 58,5, С2b-C1pr – 21,2, С1st-vn – 46,3 м. Средняя по залежи эффективная газонасыщенная толщина составляет 170 м. При проектировании газоводяной контакт принят на отметке минус 3350 м.

     Средние значения фильтрационно-емкостных  параметров основных продуктивных горизонтов составляют:

Таблица 3.1 – Параметры пласта

     По  барическим условиям установлена взаимосвязь  в пределах всей нижнепермско-каменноугольной  залежи, т.е. разрез представляет собой  единую сообщающуюся гидродинамическую  систему. Это объясняется трещиноватостью  всего массива и большой площадью контактов хорошо проницаемых пород, дренируемых скважинами, с малопроницаемыми уплотненными интервалами.

     Средний текущий состав добываемого газа (с учетом закачки тюменского газа) характеризуется следующими значениями отдельных компонентов (% моль) метана 85,27; этана 6,1; пропана 2,86; бутанов 1,55; пентанов и высококипящих 1,36; углекислоты 0,07; азота 2,8. По коэффициенту жирности газы можно отнести к типу повышенной и средней жирности. Тип пластового газа – углеводородный подтип –  метановый, реже этано-метановый.

     Химический  состав и физические свойства жидких углеводородных флюидов разнообразны, встречаются: легкие, средние и тяжелые конденсаты и легкие нефти.

Анализ  характера водопроявлений в эксплуатационных скважинах, а также материалов ГИС  показывают, что на месторождении  в процессе разработки не происходит общего подъема ГВК. Имеет место  избирательное вторжение пластовых  вод в залежь по наиболее пластовых вод. В северной и южной частях залежи отмечается незначительный рост давления, что обусловлено, вероятнее всего, проявлением на этих участках упруговодонапорного режима. Энергетический режим разработки залежи характеризуется как газовый с элементами упруго-водонапорного. 

   Геолого-физическая характеристика эксплуатационного  объекта представлена в таблице  3.1.

3.1 Сведения о запасах

 

   Начальные балансовые запасы по залежи Р₁-С были утверждены ГКЗ СССР в 1972 г.(протокол №6575).В процессе разработки месторождения запасы приращивались в 1981 и 1984 гг. (протокол ЦКЗ Мингазпрома СССР от 01.04.1985).

   Начальные и остаточные по состоянию на 01.01.2007 г. Запасы углеводородов, числящие на Госбалансе, по нижнепермско-каменоугольной газоконденсатной залежи представлены в таблицах.

3.2 История проектирования разработки

 

   За 39 летний период разработки месторождения  было более 15 проектных документов (1966, 1968, 1969, 1970, 1971, 1974, 1975, 1976, 1979,1984, 1988, 1990,1995, 1998,2003 гг.). Проектирование и авторский  надзор за реализаций проектных решений  с начала разработки и по настоящее  время осуществляет филиал ООО «ВНИИГАЗ»-«Севирнипигаз».

   В 2003-2005 гг. месторождение разрабатывалось  на основании «Дополнения к технологической  схеме эксплуатации Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения в режиме хранилища-регулятора на период реконструкции Сосногорского  ГПЗ (2002-2004)» (протокол ТО ЦКР по ТПП  №250 от 26.06.2003 г.) со следующими положениями:

- способ  разработки – с применением  частичного ППД путем нагнетания  «сухого» тюменского газа;

- проектные  технологические показатели (максимальные):

годовой отбор сухого газа - 2310 млн. м³;

объем годовой закачки «сухого» тюменского газа – 2059,8 млн. м³;

переодичность закачки газа – сезонная;

эксплуатационны фонд скважин – фонтанный, для  низкодебитных скважин – газлифтный.

   Показатели  разработки были утверждены на период 2003-2005 гг.

   В 2006 г. Институтом «Севернипигаз» выполнен авторский надзор за реализацией  «Дополнения к технологической  схеме разработки». Работа принята  без изменения основных проектных  показателей. Утвержден предложенный комплекс ГТМ и программа промыслово-исследовательских  работ по контролю за разработкой  нижнепермско- каменноугольной газоконденсатной залежи (протокол ТО ЦКР по ТПП №479 от 12.09.2006 г).

   Недропользователю рекомендовалось в 2006 г. Выполнить  «ТЭО извлечения конденсата Вуктыльского НГКМ» и составить «Проект  доразработки Вуктыльского НГКМ в режиме хранилища регулятора». 

4 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН И ИХ ТЕКУЩИХ ДЕБИТОВ

 

     Месторождение введено в  разработку в 1968 г. В  пределах рассматриваемого участка  пробурено 15 скважин.

4.1 Отдельно по каждой скважине

4.2.1 Скважина 44

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.44 в период 1985-2006 гг. изменялся от 0,001 млн. м³ в 1993 г. (0,002 тыс. т в 2003 г.) до 18,769 млн. м³ в 1986 г. (1,036 тыс. т в 1986 г.), динамика изменения представлена на рисунке 4.1. Средний отбор соответственно равен 3,844 млн.м³ (0,286 тыс.т).

Рисунок 4.1 – Динамика отборов скв. 44

4.2.2 Скважина 181

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.181 в период 1985-2006 гг. изменялся от 6,442 млн. м³ в 2000 г. (0,424 тыс. т в 2000 г.) до 49,485 млн. м³ в 1987 г. (2,562 тыс. т в 1986 г.), динамика изменения представлена на рисунке 4.2. Средний отбор соответственно равен 18,608 млн.м³ (1,073 тыс.т).

Рисунок 4.2 – Динамика отбора скв. 181

4.2.3 Скважина 182

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.182 в период 1985-2006 гг. изменялся от 0,003 млн. м³ в 1998 г. (0,002 тыс. т в 2003 г.) до 38,572 млн. м³ в 1987 г. (2,972 тыс. т в 1988 г.), динамика изменения представлена на рисунке 4.3. Средний отбор соответственно равен 17,743 млн.м³ (1,394 тыс.т).

Рисунок 4.3 – Динамика отбора скв. 182

4.2.4 Скважина 184

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.184 в период 1985-2006 гг. изменялся от 0,111 млн. м³ в 1995 г. (0,005 тыс. т в 1995 г.) до 116,531 млн. м³ в 1986 г. (6,507 тыс. т в 1986 г.), динамика изменения представлена на рисунке 4.4. Средний отбор соответственно равен 30,872 млн.м³ (1,594 тыс.т).

Рисунок 4.4 – Динамика отбора скв. 184

4.2.5 Скважина 185

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.185 в период 1985-2006 гг. изменялся от 3,573 млн. м³ в 2006 г. (0,274 тыс. т в 2001 г.) до 41,187 млн. м³ в 1987 г. (2,420 тыс. т в 1986 г.), динамика изменения представлена на рисунке 4.5. Средний отбор соответственно равен 14,744 млн.м³ (0,877 тыс.т).

Рисунок 4.5 – Динамика отбора скв. 185

4.2.6 Скважина 186

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.186 в период 1988-2006 гг. изменялся от 2,281 млн. м³ в 1988 г. (0,112 тыс. т в 1988 г.) до 32,240 млн. м³ в 1990 г. (1,683 тыс. т в 1990 г.), динамика изменения представлена на рисунке 4.6. Средний отбор соответственно равен 15,864 млн.м³ (0,862 тыс.т).

Рисунок 4.6 – Динамика отбора скв. 186

4.2.7 Скважина 213

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.213 в период 1987-2006 гг. изменялся от 0,032 млн. м³ в 2003 г. (0,006 тыс. т в 2003 г.) до 18,201 млн. м³ в 1990 г. (1,719 тыс. т в 1990 г.), динамика изменения представлена на рисунке 4.7. Средний отбор соответственно равен 8,146 млн.м³ (0,748 тыс.т).

Рисунок 4.7 – Динамика отбора скв. 213

4.2.8 Скважина 240

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.240 в период 1987-2006 гг. изменялся от 0,257 млн. м³ в 1999 г. (0,012 тыс. т в 1999 г.) до 100,021 млн. м³ в 1988 г. (4,888 тыс. т в 1988 г.), динамика изменения представлена на рисунке 4.8. Средний отбор соответственно равен 20,012 млн.м³ (1,064 тыс.т).

Рисунок 4.8 – Динамика отбора скв. 240

4.2.9 Скважина 241

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.241 в период 1986-2006 гг. изменялся от 0,163 млн. м³ в 2003 г. (0,013 тыс. т в 2003 г.) до 35,674 млн. м³ в 1987 г. (1,894 тыс. т в 1987 г.), динамика изменения представлена на рисунке 4.9. Средний отбор соответственно равен 8,073 млн.м³ (0,521 тыс.т).

Рисунок 4.9 – Динамика отбора скв. 241

4.2.10 Скважина 242

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.242 в период 1989-2006 гг. изменялся от 10,238 млн. м³ в 2006 г. (0,614 тыс. т в 2006 г.) до 65,854 млн. м³ в 1990 г. (3,451 тыс. т в 1990 г.), динамика изменения представлена на рисунке 4.10. Средний отбор соответственно равен 26,874 млн.м³ (1,345 тыс.т).

Рисунок 4.10 – Динамика отбора скв. 242

4.2.11 Скважина 243

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.243 в период 1990-2006 гг. изменялся от 4,882 млн. м³ в 1990 г. (0,275 тыс. т в 1990 г.) до 30,986 млн. м³ в 1992 г. (1,691 тыс. т в 1992 г.), динамика изменения представлена на рисунке 4.11. Средний отбор соответственно равен 16,802 млн.м³ (0,993 тыс.т).

Рисунок 4.11 – Динамика отбора скв. 243

4.2.12 Скважина 244

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.244 в период 1988-1989 гг. изменялся от 0,141 млн. м³ в 1989 г. (0,010 тыс. т в 1989 г.) до 32,240 млн. м³ в 1988 г. (0,103 тыс. т в 1988 г.), динамика изменения представлена в таблице 4.1. Средний отбор соответственно равен 1,071 млн.м³ (0,057 тыс.т). 

Таблица 4.1 – Динамика скв. 244

4.2.13 Скважина 245

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.245 в период 1996-1998 гг. изменялся от 0,103 млн. м³ в 1996 г. (нет отбора) до 1,867млн. м³ в 1997 г. (нет отбора), динамика изменения представлена на рисунке 4.12. Средний отбор соответственно равен

0,769 млн.м³.

Рисунок 4.12 – Динамика отбора скв. 245

4.2.14 Скважина 246

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.246 в период 1988-2006 гг. изменялся от 0,243 млн. м³ в 1988 г. (0,019 тыс. т в 1988 г.) до 31,654 млн. м³ в 1991 г. (1,497 тыс. т в 1991 г.), динамика изменения представлена на рисунке 4.13. Средний отбор соответственно равен 12,605 млн.м³ (0,678 тыс.т).

Рисунок 4.13 – Динамика отбора скв. 246

4.2.15 Скважина 247

 

     Годовой отбор «сухого» газа (конденсата) скв.247 в период 1990-1992 гг. изменялся от 0,029 млн. м³ в 1990 г. (0,019 тыс. т в 1990 г.) до 0,428 млн. м³ в 1991 г. (0,019 тыс. т в 1990 г.), динамика изменения представлена в таблице 4.2. Средний отбор соответственно равен 0,254 млн.м³ (0,019 тыс.т). 

Таблица 4.2 – Динамика скв. 247

4.2 По участку месторождения

 

     Максимальный  годовой отбор «сухого» газа по участку  месторождения в период с 1985 – 2006 гг. 116,53 млн. м³ достигнут в 1986 г. (скв.184), минимальный 0,001 млн. м³ в 1993 г.(скв.44). Максимальный годовой отбор конденсата по участку месторождения 6,507 тыс. т  достигнут в 1986 г. (скв.184), минимальный 0,002 тыс. т в 2003 г. (скв.182). Динамика изменения годовых отборов «сухого» газа и конденсата представлена на

рис. 4.14.

     Отбор «сухого» газа  на участке с течением времени значительно уменьшился. Как видно из рисунков 4.15 и 4.16 в начальный период разработки (1985 -1993 гг.) большинство скважин работали с годовым отбором более 17 млн.м³(более 1 тыс.т), а начиная с 1996 г. годовые отборы половины эксплуатационного фонда не превышали 7 млн.м³(0,5 тыс. т конденсата), вторая же часть фонда работала с отбором до 17 млн.м³ (0,5 – 1 тыс. т).

     Если  в 1985 г. средний отбор по участку  составлял 27,869 млн. м³, в год максимального отбора (1986 г.) достиг величины  46,856 млн. м³, то в 2006 г. отбор уменьшился до 5,979 млн. м³. В 2006 г. с максимальным годовым отбором 10,703 млн. м³ работала скв. 243.

Рисунок 4.14 – Динамика изменения годовых отборов

Рисунок 4.15 – Распределение отборов «сухого» газа по скважинам 

Рисунок 4.16 - Распределение отбора конденсата по скважинам