Анализ состояния разработки Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения с применением методов повышения коэффициента нефтеизвле

 

Министерство образования  и науки Российской федерации

Министерство образования  и науки Республики Татарстан

Государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования

«Альметьевский государственный  нефтяной институт»

 

 

Факультет               ФНГ_______                                                                                                                 

Кафедра:    «Разработка  и  эксплуатация  нефтяных   и   газовых    месторождений»

Группа _____________10-14т

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений»

на тему:

”Анализ состояния разработки Зеленогорской  площади Ромашкинского месторождения  с применением методов повышения  коэффициента нефтеизвлечения.”

 

 

 

 

 

 

Студент                  Аглямов И.З.             ________________

                                               фамилия, инициалы                                           подпись

 

 

Руководитель проекта профессор кафедры РЭНГМ                  

                                         Мусин .М.М.___________________________

                                                                               должность, фамилия, инициалы                         подпись

 

Оценка за:

 

текущую работу над курсовым проектом ………………………..…………..

 

защиту курсового проекта …………………………………………………….

 

Итоговая оценка ………………………………………………………………..

 

 

Дата защиты курсовой работы ………………………………………………

СОДЕРЖАНИЕ

Введение……………………………………………………………….…………………..

1. Общие сведения  о месторождении………………………………………………...…...

2. Геолого-физическая характеристика месторождения…………………………………

     2.1.Характеристика геологического строения…………………………………………

     2.2.Основные параметры пласта  ……………………………………………………….

     2.2.1.Пористость, проницаемость и  начальная нефтенасыщенность…………………

     2.2.2.Толщина пластов……………………………………………………………..…..

     2.2.3. Показатели неоднородности пластов……………………………………………    

     2.3.Физико-химические свойства флюидов………………………………….……..…

     2.4.Начальные балансовые и извлекаемы  запасы нефти………………………….…..

3. Анализ текущего состояния разработки………..……………………………...…

3.1.Общая  характеристика  реализованной системы разработки  на месторождении…………………………………………………………………….

3.2.Анализ текущего  состояния  разработки объекта.  Оценка НИЗ и ВНФ по данным  динамики добычи нефти и воды..………………………………………

3.3.Применение методов  увеличения нефтеотдачи пластов  и ОПЗ………......

3.3.1.Внедренные методы  на объекте, их объемы и технологическая  эффективность по данным НГДУ……………………………………………….

3.3.2.Оценка эффективности  внедренных мероприятий по характеристикам вытеснения……………………………………………………………………......

3.3.2.1. Сущность технологии  МУН……………………………………………

3.3.2.2. Краткая характеристика  геологического строения участка  или скважины примененногометода  и результаты………………………………….

3.3.2.3. Определение дополнительной добычи от внедрения мероприятия по

 

 

 

 

     характеристикам  вытеснения …………………………………………………...

4.Расчет технологических  показателей разработки ……………………………………..

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

        4.2.Исходные данные расчета………………………………………………………..

        4.3.Результаты расчета и их  анализ……………………………………………….....

5.Выводы и  рекомендации по совершенствованию  разработки площади……….……..

6. Список использованной  литературы…………………………………………...

 

7.Графическая часть……………………………………………………………..…..

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

     7.2.Графки  технологических показателей разработки  по промысловым данным………………………………………………………………………………..

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                    Введение

Курсовой проект написан  по материалам, собранным в НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть». В работе рассматривается Зеленогорская площадь Ромашкинского месторождения.

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяют методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны. По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны – заполнении твёрдыми частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина,  и т.д.

В настоящее время  в разработку широко вовлекаются  трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Путем научных исследований и последующей практики разработан  ряд методов увеличения нефтеотдачи пластов. Одним из эффективных  методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, увеличения темпов отбора нефти из них  увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) является  гидравлический разрыв пласта (ГРП) [4].

В процессе бурения и  эксплуатации скважин снижается  естественная  проницаемость призабойной  зоны из-за загрязнения ее глинистым  растворами, проникновения в нее  воды, закупорки пор отложениями парафина, глинистыми частицами и смолистыми веществами. В результате этого затрудняется приток жидкости в добывающих скважинах. С целью восстановления или увеличения проницаемости пород призабойной зоны применяют гидравлический разрыв пласта, при котором создаются новые каналы и трещины,  соединяющие призабойную зону с пластом.

 

Создание высокопроводящих трещин позволяет увеличить дебит скважин  в  2 - 3 раза, темпы отбора нефти, в  конечном итоге приводит к увеличению КИН   за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков.

Нефтяные площади, разрабатываемые  НГДУ «Азнакаевскнефть»,         характеризуется значительной выработкой запасов, приуроченных к высокопроницаемым коллекторам, и ростом трудноизвлекаемых запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах.  В этих условиях особое значение   для выработки остаточных запасов низкопродуктивных коллекторов приобретает такой высокоэффективный метод как гидравлический разрыв пласта [2].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ПО МЕСТОРОЖДЕНИЮ

 

Зеленогорская площадь  является одной из центральной площадей Ромашкинского нефтяного месторождения  и граничит с восточной стороны  с Холмовской, с юга-востока –  Восточно-Лениногорской, с юга-запада – Южно-Ромашкинской, с западной – Павловской и с севера – Восточно-Сулеевской площадями ( рис. 2.1). площадь протягивается с севера на юг на 18 км, с запада на восток – на 19 км.

В административном отношении  Зеленогорская площадь расположена  на территории Альметьевского, Азнакаевского и Бугульминского районов Татарской АССР с ближайшим населенным пунктами р.п. Актюба, Микулино, Карабаш.

По территории Зеленогорской  площади протекает р.Зай с притоками, а также проходит сеть автодорог  Азнакаево – Альметьевск, Бугульма – Актюба.

В географическом отношении территория площади представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками, местами покрытыми лесами. Абсолютные отметки поверхности колеблются в пределах от 189 до 280м.

Преобладающее направление  ветров юго-западное. Климат континентальный с колебанием температуры от +32 до - 40ºС.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Условные обозначения:

1. Павловская площадь

2. Зеленогорская площадь

3. Восточно-Лениногорская  площадь

4. Холмовская площадь

5. Азнакаевская площадь

6.Карамалинская площадь

 

 

 

 

 

2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1. Характеристика геологического строения

 

     Зеленогорская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения. Основной эксплуатационный объект представлен продуктивными отложениями пашийского (Д₁) горизонта, залегающего на глубине 1700-1760 м. Залежь нефти многопластовая, сводовая, углы падения пластов не превышает 2°. Корреляция разрезов по вновь пробуренным скважинам не представляет особых затруднений.

Продуктивные отложения представлены терригенными породами, которые по фильтрационно-емкостным свойствам подразделяются на песчаники и алевролиты [1].

В эксплуатационном объекте  выделены семь пластов, которые индексируются  сверху вниз “а₁”, “б₁₊₂”, “б₃”, “в”, “г₁”, “г₂₊₃”  и  “д”.

Особенности геологического строения пластов отображают карты  распространения коллекторов, которые  в дальнейшем послужили основой  для построения карт разработки и  расстановки проектных скважин.

При определении насыщенности коллекторов использована методика Н.Н.Сахранова. Абсолютная  отметка ВНК меняется от –1485,0 м до –1494,9 м и в среднем составляет –1489,2 м.

 

2.2. Основные параметры пласта

2.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

 

     Для определения коллекторских свойств продуктивных пластов и дальнейшего использования их в технологических расчетах использованы результаты исследования скважин геофизическими методами. Из таблицы  2.2.1 видно, что определение фильтрационно-емкостных и других свойств пород

 

 

 

коллекторов по данным лабораторного  изучения керна проведено по данным 5% скважин от пробуренного фонда.

 Объем информации, полученной по результатам геофизических  исследований скважин, существенно  больше. В связи с этим полученные  средние величины основных параметров отличаются по абсолютным значениям.

С учетом имеющейся информации по методам исследований основные характеристики параметров объекта разработки приняты  для проектирования по данным геофизических  исследований.

 

Таблица 2.2.1

Характеристика параметров пласта

 

Метод исследования	Наименование	Прони-цаемость, мкм2	Пористость, %	Начальная		Насыще-ние связанной водой, %
				нефте-нас,%	газо-нас,%
Лабораторное   исследование   керна	Количество скважин	8	9	3	-	3
	Количество определений	92	174	56	-	56
	Среднее значение	0,462	21,1	84,4	-	156
	Коэф. вариации	0,65	0,12	0,06	-	0,37
	Интервал изменения	0,02-1,53	12,5-25,2	73,1-94,9	-	5,1-26,9
Геофизические   исследования	Количество скважин	724	660	642	-	642
	Количество определений	2197	1836	1740	-	1740
	Среднее значение	0,362	19,6	83,1	-	16,9
	Коэф. вариации	-	-	-	-	-
	Интервал изменения	0,015-1,021	11,0-26,1	18,0-99,0	-	1,0-82,0