Разработка нефтяных и газовых месторождений

                                Содержание                            

      Введение.......................................................................................................................5

1.Общие сведения о месторождении и площади......................................................7

2.Геолого-физическая  характеристика площади

2.1.Характеристика геологического  строения. Характер распространения          коллекторов по пластам …………………………….....................................11

2.2. Литология пластов………………………………………..............................12

2.3.Основные параметры пласта

2.3.1.Пористость, проницаемость и  начальная нефтенасыщенность….......14

2.3.2.Толщина пластов…..................................................................................16

2.3.3.Показатели неоднородности  и взаимного расположения  пластов…..……………………………………………………………....18

2.4.Физико-химические свойства пластовой  нефти, газа и воды.....................20

2.5.Распределение начальных балансовых  и извлекаемых запасов нефти  по пластам, типам коллекторов,ВНЗ…………………………..……………....23

3.Анализ  текущего состояния разработки

3.1.Общая характеристика реализованной  системы разработки на объекте...24

3.2.Анализ фонда скважин....................................................................................25

3.3.Анализ текущего состояния  разработки объекта………………………….29

3.4.Динамика ввода скважин по годам с 2000 г,добычи нефти и воды по ним……………………………………………………………………………38

3.5.Расчет показателей разработки  базового варианта. Оценка НИЗ  и ВНФ по данным динамики  добычи нефти и воды по базовому  и фактическому вариантам разработки  ……………………………………….……………...47

4. Прогнозный расчет технологических  показателей разработки по методике  ТатНИПИнефть

4.1.Основные расчетные формулы……………………………………………..56

4.2.Обоснование исходных данных  для расчета. План бурения и  ввода в разработку скважин  на расчетный период…………………………………62

4.3.Результаты расчета и их  анализ.....................................................................63

5. Выводы, рекомендации по совершенствованию  разработки Северо-Альметьевской  площади…………………………………………………….…73

6. Список  использованной литературы...................................................................75

7. Графическая  часть

7.1.Карта нефтенасыщенных толщин…………………………………………..77

7.2.Графики технологических показателей  разработки по       промысловым  данным ……………………………………………………………………….78                     

Введение

Разработка каждого нефтяного  месторождения характеризуется  технологическими показателями: добычей  нефти из месторождения, темпом разработки месторождения, коэффициентом нефтеизвлечения  и т.д. Особое внимание уделяется  разработке методов, способствующих увеличению коэффициента нефтеизвлечения.

До развития методов воздействия  на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка нефтяных месторождений осуществлялась за счёт расходования природной энергии, при  этом коэффициент нефтеизвлечения  был незначительным.

В настоящее время классическим методом увеличения коэффициента нефтеизвлечения  является заводнение. Цель заводнения - вытеснение нефти водой из пластов  и поддержание при этом пластового давления на заданном уровне. Вид заводнения должен выбираться в зависимости  от геологического строения, коллекторских  свойств пласта и флюидов. При  разработке нефтяных месторождений  с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически  чистую нефть, т.е. безводную продукцию, а затем по мере роста объёма закаченной в пласт воды, начинают вместе с  нефтью добывать воду.

Расчёт технологических показателей  разработки - очень важный этап в  планировании разработки нефтяных месторождений. Главная цель расчёта -прогнозирование  изменений технологических показателей  разработки во времени. В настоящее  время создано несколько десятков методик расчётов технологических  показателей разработки, которые  могут быть применены для Северо - Альметьевской площади.

В курсовом проекте выполнен анализ разработки Северо-Альметьевской площади. Исходя из полученных результатов анализа выработки запасов нефти из пластов, с учетом состояния заводнения коллекторов, закономерности изменения показателей разработки в зависимости от применяемых систем воздействия и геологической особенности строения площади, сделаны выводы и даны рекомендации по дальнейшему совершенствованию разработки, выработаны мероприятия по вводу дополнительных запасов нефти в активную разработку.

Основной  задачей курсового проекта является оценка эффективности ввода недренируемых запасов Северо-Альметьевской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Для решения поставленной задачи необходимо:

-дать общую характеристику месторождения, включающую стратиграфию и литологический разрез залежи;

-проанализировать текущее состояние разработки отложений терригенной толщи Северо-Альметьевской площади;

-на основании анализа текущего состояния разработки сделать выводы и дать рекомендации по повышению эффективности ввода недренируемых запасов.

Для повышения эффективности ввода  недренируемых запасов нужно  внедрять комплекс мероприятий, включающих в себя работы по разобщению пластов, выбору скважин-кандидатов для зарезки  боковых горизонтальных стволов (в том числе и многозабойные скважины). Данные мероприятия будут направлены, с одной стороны, на создание новых более эффективных систем разработки, с другой, на повышение эффективности использования старого фонда скважин в результате зарезки боковых горизонтальных стволов, что в целом позволит эффективнее разрабатывать недренируемые запасы. Технология зарезки БГС позволяет «реанимировать» пробуренный фонд условно-вертикальных скважин, осуществить дополнительный отбор запасов нефти за счет ранее находившихся в недренируемых областях залежи, повысить общую величину КИН.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Северо-Альметьевская площадь расположена  в северо-западной части Ромашкинского месторождения (рис.1.1). Расположение Северо-Альметьевской площади относительно других площадей Ромашкинского месторождения показано на рисунке 1.2.  Площадь занимает территорию, равную 15558га.

В административном отношении Северо-Альметьевская  площадь находится на территории Альметьевского района, Республики Татарстан.

Рис.1.1 - Географическое положение Ромашкинского месторождения

В пределах площади протекает с  юго-востока на северо-запад река Степной Зай. В геоморфологическом  отношении площадь представляет собой среднепересеченную местность с многочисленными оврагами и балками, местами покрытыми лесом. Абсолютные отметки уровня поверхности земли колеблются в пределах от 90 до 230м.

Климат района резко континентальный: суровая холодная зима с сильными ветрами и метелями и жаркое лето. Преобладающее направление ветров – юго-западное. Средняя глубина  промерзания грунта – 1,5-1,6 м, максимальная -     1,7 м.

Рис. 1.2 – Положение Северо-Альметьевской  площади Ромашкинского месторождения

На территории площади находятся  г. Альметьевск и ряд населенных пунктов.

Северо-Альметьевская площадь выделена в самостоятельный объект разработки в 1955 г., при составлении Генеральной  схемы разработки Ромашкинского месторождения. В 1957 г. вТатНИПИнефти составлена предварительная схема разработки. Однако эксплуатационное бурение на площади началось после составления в I960 г. проекта разработки, который предусматривал разбуривание площади шестью родами добывающих скважин по сетке 700 х 550 м. Расстояние между нагнетательным и первым добывающим рядами было принято 1200 м.

Согласно данного проекта на центральном и восточном участках площади оставалась неразбуренной полоса шириной 1400 м. Забойное, давление в добывающих скважинах принято равным 9,5 МПа, размещено 327 добывающих и 100 нагнетательйых скважин , 65 скважин отнесено в резерв.

В 1967.г в ТатНИПИнефти выполнен проект разработки, предусматривающий ввод в разработку центральной полосы путем бурения нагнетательного рада на восточном и центральном участках, очаговое заводнение на западном и дополнительного бурения добывающих и нагнетательных скважин. В результате более интенсивного внедрения рекомендаций, запроектированный на 1976 г. максимальный уровень добычи нефти был превзойден уже в 1971 г. В связи с этим был проведен анализ разработки площади с целью уточнения технико-экономических показателей и выработки рекомендаций по совершенствованию системы разработки. В этой работе предусматривается бурение специальных нагнетательных скважин на алевролиты, при этом давление на устье нагнетательных скважин принято 20 МПа, на водонефтяные зоны, дальнейшее развитие очагового заводнения, снижение забойного давления до и низке давления насыщения. Количество добывающих скважин- 372, нагнетательных - 92 и резервных - 50.

В 1978 г. в ТатНИПИнефти составлен  проект разработки площади по форме  регламента РД-39-3-25-77  и утвержден Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений 23 мая 1978 г. протокол № 628.

К внедрению рекомендован третий вариант  разработки со следующими основными  принципиальными положениями:

- добыча нефти в 1980 г. - 3,500 млн.т., в 1985 г. -1,548 млн. т.; 

- система заводнения - внутриконтурная,  линейная с дальнейшим развитием  очагового заводнения ;

- бурение фонда размещенных  по состоянию на 1.01.1978 г. скважин в количестве : всего 186, в том числе добывающих - 154 , нагнетательных - 32 ;

- давление ка забое добывающих  скважин - 9,0 МПа для обводненных пластов и 6,0 МПа для безводных и слабопроницаемых пластов;

- давление на устье нагнетательных  скважин до 15,0 -16,0 МПа для песчаных  пластов и до 25,0 для слабопроницаемых ;

- способ эксплуатации скважин  - механизированный ;

- применение поверхностно-активных веществ, концентрированной серной кислоты и циклического заводнения для повышения нефтеотдачи пластов ;

- капитальные вложения за 1978-1990 г.г. - 70,115 млн.руб.

Несмотря на постоянное совершенствование  применяемых систем воздействия  на площади и процесса разработки, достижение проектного коэффициента нефтеизвлечения  требует внедрения дополнительных мероприятий. В связи с этим, возникла необходимость обобщения обширного  фактического материала, накопленного за предыдущие годы и обоснования  основных направлений совершенствования  дальнейшей разработки горизонтов Д₀ и Д₁ применительно к поздней стадии.

По рисунку 1.2 видно, что Северо-Адьметьевская  площадь занимает приблизительно 5% всего Ромашкинского месторождения.   Границами,  отделяющими  Северо-Альметьевскую площадь на севере от Березовской и на юге от Альметьевской площадей, являются разрезающие ряды, на западе естественный контур нефтеносности, на востоке-условная линия, отделяющая ее от Алькеевской площади[2].

2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛОЩАДИ

2.1 Характеристика геологического строения

Северо-Альметьевская площадь расположена  на северо-западном склоне Южного купола Татарского свода и является частью многопластового Ромашкинского нефтяного месторождения.

Разрез Северо-Альметьевской площади  сложен образованиями девонской, каменноугольной  и пермской системы палеозоя. К  основному эксплуатационному объекту  относятся пласты кыновских и  пашийских отложений, которые залегают субпараллельно друг другу и имеют  общий структурный план.

Северо-Альметьевскую площадь по различному гипсометрическому положению кровли пашийского горизонта (подошва "верхнего известняка") разделили на три части: западную (I блок), центральную, (2 блок) и восточную (3 блок). Наиболее высокое залегание поверхности подошвы "верхнего известняка" отмечается в центральной части площадь абс.отм.-1450-1460 м. В восточной части площади эта поверхность резко погружается до отметок- 1465-1475м.

На западной части площади происходит плавное погружение в сторону Алтунино-Шунакского прогиба, который разделяет Ромащкинское и Ново-Елховское месторождение. Различное гипсометрическое залегание пластов- коллекторов на западной, центральной и восточной частях площади обусловило различный этаж нефтеносности на этих участках.

Эксплуатационный объект представлен  переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых  и аргиллитовых пород. Коллекторами являются хорошо отсортированные мелкозернистые и крупно зернистые алевролиты.

2.2 Литология пластов

Пласт Д₀ залегает на глубине 1740 м, представлен, в основном, песчаниками и алевролитами. Песчаники преобладают в западной и центральной частях площади. Их толщина составляет 3,6 м. В восточной части площади преимущественное развитие получили алевролиты, средняя толщина которых равна 2,7 м. На фоне сплошного развития пластов -коллекторов встречаются отдельные линзы глин. Пласт Д₀ довольно монолитен, хотя иногда расчленяется на несколько пропластков. Коллекторы пласта Д₀ изолированы от верхне-пашийскпх отлокений пачкой кыновских глин, толщина которых изменяется от 3,0 до 10,0 м.

Средняя глубина залегания горизонта   равна 1750 м. Залежь нефти горизонта   относится к пластовому сводовому типу, но в связи с наличием отдельных линз в пределах  зональных интервалов верхних пластов имеются залежи литологически ограниченные. В пределах горизонта выделяется семь пластов : «а», «б₁», «б₂», «б₃», «в», и «г₁», «г₂₊₃» и «д»

Расчленение и корреляция осуществлялась с использованием геолого-статистическоцр разреза.

Пласт «a» является вторым по величине запасов. Песчаники, в основном, распространены в восточной части площади, на них приходится 44% запасов пласта «а». На западе и центральном участке песчаники залегают в виде изолированных зон среди алевролитов и глин. Средняя нефтенасыщенная толщина песчаников пласта «а» составляет 3,5 м, алевролитов - 2,1 м.

Пласты пачки «б» имеют очень сложное строение. Если условно разделить интервал на 3 пласта, то коэффициент литологической связанности между ними увеличивается сверху вниз от 0,58 до 0,88.

Поэтому, рассматриваемый зональный интервал предпочтительнее разделить на пласты «б₁», «б₂» и «б₃». Выделяемые пласты характеризуются высокой степенью гидродинамической связи (на центральном участке Ксв=0,68), четко прослеживается унаследованность в распространении песчаников по площади. Средняя нефтенасыщенная толщина песчаников пластов «б₁», «б₂» и «б₃» соответственно, равна

2,4м, 2м  и 1,8 м, а алевролитов - 1,6 м, 1,0 м и 0,9м.

Коэффициент литологической связанности  песчаников пласта «в» с выше и  нижележащими коллекторами, соответственно, составляет 0,32 и 0,37. Песчаники наиболее развиты на центральном и западном участках. Песчаники и алевролиты образуют полосы меридионального простирания.

Песчаники зонального интервала «гд» развиты, практически, на всей площади. Согласно индексации, принятой объединением, зональный интервал "гд" расчленили на три части «г₁», «г₂₊₃» и «д». Коэффициент литологической связанности между пластами сверху вниз возрастает от 0,49 до 0,59, т.е. в половине скважин между ними отсутствует непроницаемый раздел.

В силу структурных особенностей площади  пласт «гд» в восточной и западной частях почти полностью водоносен. Запасы нефти, в основном, приходятся на центральный участок. Нефтенасыщенная толщина песчаников пластов «г₁», «г₂₊₃» и «д», соответственно, равна 3,3 м, 4,6 м и 3,2 м. Пласт «д»на Северо-Альметьевской площади водонасыщенный, лишь в 23 скважинах вскрыт нефтенасыщенный коллектор.

Начальный водонефтяной контакт определен  по геофизическим данным. Непосредственный контакт нефти с водой отмечен в 170 скважинах. Распространение контактных зон отмечается на центральной части площади.

 Водонефтяной контакт прослеживается главным образом по пластам "гд". Отметки ВНК колеблются от - 1480,7 до - 1489,9, составляя в среднем -              -1486,2 м.

По пласту «в» водонефтяная зона встречается ввиде узких полос  вокруг нефтеносных полей на восточном  участке, с отметками ВНК-1485,7-1487,7м[7].

2.3 Основные  параметры пласта

2.3.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

Коллекторские свойства эксплуатационного  объекта приведены в табл.2.3.1.1. Они получены на основании исследования кернового и геофизического материалов. Средние значения, определенные по керну и геофизическим данным, имеют некоторое расхождение.

Были подсчитаны средние значения пористости и нефтенасыщенности  геофизическими методами по каждому  пласту горизонтов Д₀ и Д₁

Таблица 2.3.1.1- Коллекторские свойства эксплуатационного объекта Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения

Как видно из таблицы пористость песчаников изменяется от 20,3% в пласте «в» до 21,3% в пласте «б₁», их нефтенасыщенность находится в пределах от 0,828 в пласте «а» до 0.85 в пласте «б₁». Пористость алевролитов по всем пластам относительно одинаковая, наименьшее значение наблюдается в пласте Д₀ 13,2%, наибольшее в пласте б₂₊₃ 13,8%, нефтенасыщенность в пласте г₂₊₃ отсутствует, максимальное значение 0,691 в пласте Д₀.

Характеристика коллекторских  свойств и насыщенности продуктивных отложений пласта Д₀ и горизонта Д₁, представленная в таблице 2.3.1.2, дана на

основании анализа результатов  проведенных лабораторных и промыслово-геофизических  исследований, которые различаются  по своему количественному объему.

Таблица 2.3.1.2 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пласта Д₀ по данным исследований Северо-Альметьевской площади

Как видно из таблицы 2.3.1.2, по представительному  количеству образцов и определений  были обоснованы параметры, характеризующие  коллекторские свойства отложений. Кроме средних значений приведены  интервалы изменения этих параметров и они порой значительны, что указывает на неоднородность отложений. среднее значение проницаемости равно 0,947 мкм², пористости - 0,227, нефтенасыщенности – 0,896 и насыщеннности связанной водой – 0,104.

2.3.2 Толщина пластов

Толщина пласта Д₀ кыновского горизонта изменяется от 0 (зона отсутствия коллектора) до 6 м. Глинистый раздел между пластом До и пластом «а» пашийского горизонта является самим выдержанным на площади. Средняя толщина его около 15 м. Общая толщина горизонта Д₁ колеблется от 20 до 50 м и в среднем составляет 34,0 м (табл.2.3.2). В горизонте Д₁ выделяются 8 пластов. Разделы между пластами сложены глинистыми алевролитами с тонкими прослоями аргиллитов.

Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений изменяется от 1,0 м до 30,0 м, среднее значение 11,8 м.

Таблица 2.3.2 Характеристика толщин пластов 

В среднем толщины пластов по площади характеризуются малой  величиной от 2,5 до 4,5 м. Наибольшая толщина характерна для песчаников 5-12 метров в условиях слияния 2-4 пластов в разрезе.

Meжду горизонтами Д₁ и Д₂.глинистый раздел выдержан по площади и толщина его изменяется от 2 до 10 м.

Как видно из таблицы 2.3.2 общая толщина по пласту в целом составляет в среднем 34м, нефтенасыщенная – 11,8м, а эффективная – 17,4м. К отличительной особенности Северо-Альметьевской площади следует отнести сравнительно высокую степень гидродинамической связи между песчаниками смежных зональных интервалов. Наиболее надежный раздел между пластами «б₂», «б₃» и «в», который хорошо выделяется на диаграммах кавернометрии и радиометрии, его толщина изменяется от 0,8 до 2 м.

2.3.3 Показатели неоднородности пластов

Продуктивные отложения  пласта Д₀, и горизонта Д₁,которые достаточно близки по своей литолого-петраграфической характеристике и в основном представлены переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород, где коллекторами являются хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупные алевролиты.

Пласт Д₀ достаточно монолитен, хотя на отдельных участках может быть представлен 2-3 пропластками, залегает в средней части кыновского горизонта и хорошо изолирован от выше- и нижележащих отложений глинистыми образований. В разрезе горизонта Д₁ Северо_Альметьевской площади выделены следующие пласты (сверху вниз): а, б1, б2, б3, в и г, д. Основными реперами являются: в кровле – «верхний известняк», в подошве – «муллинские глины».

Пласты горизонта Д₀ и пласт Д₁ вскрыты различным количеством скважин  и представлены коллекторами различной насыщенности (табл.2.3.3.1).

Таблица 2.3.3.1 - Разобщённость пластов Д₀ и Д₁ Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения