Анализ разработки пласта А-3 Центрального купола Кулешовского месторождения

Курсовой проект на тему: Анализ разработки пласта А-3 Центрального купола Кулешовского месторождения по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений».

Данная работа состоит из:

1. Текстовая часть: Технико-геологический раздел и технико-технологический раздел.

2. Презентация для защиты проекта

Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является, размер, форма нефтяной залежи ее неоднородность, а также коллекторские и физико-химические свойства нефти.

Одной из важных задач, возникающих при анализе разработки в поздней стадии разработки, является выявление характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.

В данном проекте рассмотрен анализ эффективности проводимых ГТМ на пласте. По итогам проведенных ГТМ суммарная дополнительная добыча составила 27,393 тыс.т нефти. В среднем на одну скважинно-операцию пришлось 2,107 тыс.т дополнительно добытой нефти. Наиболее эффективными мероприятиями оказались ГРП и приобщения пласта, данные ГТМ рекомендуются для использования в дальнейшем.

Выполнен анализ системы заводнения и энергетического состояния залежи пласта А3 Центрального купола Кулешовского месторождения. Начальное пластовое давление по залежи принято равным 18,4 МПа, давление насыщения – 12,29 МПа. Текущее пластовое давление на 01.01.2023 г. оценивается на уровне 16,3 МПа. Организация блоковой системы заводнения на объекте оказала положительное влияние на его разработку. Дальнейшаядовыработка запасов планируется с применением очаговой системы ППД.

По состоянию на 01.01.2023 г. на объекте числится 25 скважин, из них: добывающих – 10 действующих скважин, бездействующих – три скважины,под закачкой – две скважины, в контрольном фонде наблюдательных – четыре скважины, пъезометрических – шесть скважин.

В разделе выполнен анализ дебитов нефти, жидкости и обводненности скважин. Большая часть добывающего фонда представлена совокупностью низкодебитных скважин по нефти, низкопроизводительных скважин по жидкости и высокообводненных скважин.

В разделе проведено сравнение проектных и фактических показателей разработки за 2018-2022 гг. В 2022г. эксплуатации объекта наблюдается превышение фактического уровня добычи нефтинадпроектным, что обусловлено большей производительностью скважин и меньшей обводненностью.

Выполнен расчет динамики добычи нефти при текущих условиях разработки по методике Камбарова Г.С. При выработке 100% утвержденных извлекаемых запасов в 2062 г. обводненность составит 89,3%. Если расчет продолжить, то предельная обводненность 98% в ближайшие 200 лет не достигается. Это говорит о наличии дополнительного потенциала добычи по залежи. Возможно, будет необходимо пересмотреть значение извлекаемых запасов в сторону увеличения.

Остаточные толщины сосредоточены в центральной части залежи. Объект находится на четвертой стадии разработки. Для достижения запланированных показателей рекомендую:

- перевод под закачку скважину314 с другого пласта и добывающую скважину 318;

– перевод скважин 762 и 411с нижележащего пласта для довыработки запасов;

- ввести в эксплуатацию проектные скважины 1225 и 1223;

- проведение ГКО на скважинах перед вводом под добычу для интенсификации притока;

- проведение ремонтно-изоляционных работ на высокообводненных действующих скважинах.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ТЕХНИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

1.1 Общие сведения о месторождении.

1.2 Стратиграфия

Подотдел эоплейстоцен + отдел голоцен.

1.3 Тектоника

1.4 Геолого-физическая характеристика залежи

1.5 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия.

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды.

1.7 Подсчет запасов нефти и растворенного газа

Выводы

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Анализ основных проектных документов, выполненных за весь период разработки месторождения

2.2 Анализ разработки пласта по стадиям и на текущую дату

2.2.1 Анализ эффективности выполненных методов воздействия

2.2.2 Анализ причин преждевременного обводнения

2.3 Анализ системы заводнения и энергетического состояния залежи пласта А-3 Центрального купола Кулешовского месторождения

2.4 Анализ текущего состояния разработки пласта

2.4.1 Характеристика фонда скважин

2.4.2 Анализ отборов нефти, жидкости и дебитов скважин

2.4.3 Анализ обводнения залежи

2.5 Сопоставление проектных и фактических показателей

2.6 Расчет основных технологических показателей разработки на перспективу

2.7 Оценка эффективности сложившейся системы разработки пласта А-3 Центрального купола Кулешовского месторождения

2.8 Рекомендации по довыработкепласта А-3 Центрального купола Кулешовского месторождения

Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А – Структурная карта по кровле проницаемой части пласта А-3верейского горизонта

ПРИЛОЖЕНИЕ Б – Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта А-3верейского горизонта

ПРИЛОЖЕНИЕ В – Схематический геолого-литологический профиль

ПРИЛОЖЕНИЕ Г – Карта текущих отборов жидкости и закачки воды пласта А-3верейского горизонта

ПРИЛОЖЕНИЕ Д – Карта накопленных отборов нефти и закачки воды пласта А-3верейского горизонта

ПРИЛОЖЕНИЕ Е – График разработки пласта А-3 Центрального купола

1. Отчет «Дополнение к технологическомупроекту разработки Кулешовского газонефтяного месторождения Самарской области». // Самара: ООО «СамараНИПИнефть».- 2022.

2. Технологический режим работы скважин пласта пластаА3 Центрального купола Кулешовского месторождения. АО «Самаранефтегаз» на 01.01.2023 г.

3. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1970. - 488 с.

4. Г.А. Ковалева, Е.Э. Татаринова. Геологические основы нефтедобычи: методические указания в ВКР – Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2020. – 29 с.

5. Т.И. Кузнецова, Е.Э. Татаринова. Разработка нефтяных месторождений: практикум. Ч. 2 – Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2019. – 67 с.

6. А.М.Зиновьев, Н.М.Максимкина. Анализ текущего состояния разработки продуктивного пласта: метод.указ. – Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2018. – 27 с.

7. Таблица основных технологических показателей пласта А3 Центрального купола Кулешовского месторождения с начала разработки по 2022 г.

8. Отчет о проведении геолого-технических мероприятий по анализируемому объекту за последние пять лет.

9. Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003.-568 с.

10. Шаров В.Н., Гусев В.И. Оператор по химической обработке скважин.- М.: Недра, 1983.-141 с.

11. Манырин В.Н., Швецов И.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. – Самара: 2002, 392 с.

12. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. // Учебное пособие для техникумов. – М.: Недра, 1989.

13. Порядок расчета солянокислотной обработки [Электронный ресурс] – Электрон.текстовые дан. – Режим доступа: https://studbooks.net/1787024/geografiya/poryadok_rascheta_ingredientov_prigotovleniya_glinokisloty.

14. Т.И. Кузнецова, А.М. Зиновьев. Системы разработки нефтяных месторождений: лабораторный практикум – 2-е изд., перераб. и доп. – Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2014. – 89 с.

15. А.М. Зиновьев, Н.Ю. Хохлова, В.Е. Подъячева. Основы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений: учеб.-метод. пособие к выполнению лабораторного практикума – Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2016. – 85 с.

16. В.А. Савельев, М.А. Токарев, А.С. Чинаров. Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи: Учебное пособие – Ижевск: Издательский дом «Удмуртский университет», 2008. – 147 с.

17. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. Для вузов. – 2-е изд., и доп. – М.: ОАО “Издательство “Недра”, 1998. – 365 с.