- •Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
- •Задание по сбору информации для курсового проекта по дисциплине «разработка нефтяных месторождений»
- •1. Геологическая часть.
- •1.1. Общие сведения о месторождении.
- •1.2. Орогидрография.
- •1.3.Стратиграфия
- •Девонская система
- •Средний отдел Живетский ярус
- •Верхний отдел
- •Нижний отдел
- •1.4. Тектоника
- •1.5 Нефтегазоводоносность
- •1.6. Коллекторские свойства пласта
- •1.7. Физико-химические свойства нефти, газа и воды.
- •1.8 Подсчет запасов нефти и газа.
- •2. Технологическая часть
- •2.1 Основные решения проектных документов
- •2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации.
- •Динамика основных показателей разработки объекта дiii
- •2.2.1 Анализ обводненности пласта в первой стадии разработки ( до закачки воды)
- •2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (гтм)
- •2.3 Характеристика системы воздействия на пласт
- •2.4.2. Анализ фонда скважин по дебитам нефти, жидкости
- •2.4.3 Анализ фонда скважин по обводненности залежи.
- •2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.
2.3 Характеристика системы воздействия на пласт
Большая часть месторождений у нас в стране разрабатывается с системой поддержания пластового давления, путем закачки воды в пласт. Заводнения пластов подразделяются на законтурное, приконтурное, внутриконтурное, очаговое, избирательное, барьерное и различные их сочетания. Внутриконтурное заводнение в свою очередь делится на блоковое или рядное и площадное.
В настоящее время Западно-Коммунарское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления продуктивного нефтяного пласта ДIII. Закачка воды была начата с 2004г. на Западно-Коммунарском поднятии в нагнетательную скважину № 60.
Фонд нагнетательных скважин по состоянию 01.01.2011 года на Западно-Коммунарском поднятии составляет две скважины. Система заводнения очаговая. С начала заводнения, пока происходило постепенное накопление компенсации отбора жидкости закачкой, пластовое давление некоторое время продолжало снижаться. Текущая компенсация в этот период не превышала 97 %. Среднее по залежи, пластовое давление на 01.01.2011г. составляло 19,7 МПа.
2.4. Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа.
С начала разработки было отобрано 2172 тыс.т нефти и 2922.9 тыс.т жидкости. Cтепень выработки извлекаемых запасов, числящихся на балансе, достигла 50,5 % при обводненности 41,5%. Текущий КИН равен 0,315.
Накопленная закачка воды в пласт составила 814.7 тыс.м3.
Компенсация годовых отборов жидкости закачкой колебалась в пределах – 0,11% - 77,5%, компенсация суммарного отбора составляет –21,2%
2.4.1. Характеристика действующего добывающего фонда объекта ДIII.
На характеристики эксплуатации действующего добывающего фонда оказывают влияние геологические и технологические факторы. К геологическим факторам относится сложное геологическое строение объекта и низкие фильтрационно-емкостные свойства.
Характеристика действующего фонда
Характеристика фонда скважин |
ДIII |
Эксплутационный фонд |
12 |
Действующие |
12 |
Из них фонтанные |
0 |
ЭЦН |
12 |
ШГН |
0 |
Бездействующие |
0 |
В освоении, в ожидании освоения |
0 |
В консервации |
0 |
Пьезометрические |
0 |
Наблюдаемые |
0 |
В Ликвидации |
0 |
2.4.2. Анализ фонда скважин по дебитам нефти, жидкости
Распределение фонда скважин пласта ДIII по дебитам жидкости и нефти на 01.01.2011 г. Показано в табл 2.4.1, 2.4.2
Максимальный дебит нефти в скважине №93 равный 498 т/сут, скважина №58 введена в накопление, следовательно, у неё нулевой дебит. Минимальный дебит в скважине №64 равный 3,2 т/сут. Максимальное количество скважин содержится в интервалах до 10 и выше 120 т/сут, в интервале 80-110 т/сут отсутствуют скважины с таким дебитом нефти. Малодебитных скважин нет.
|
Распределение фонда скважин по дебиту нефти,т/сут |
| |||||||
|
|
|
|
|
|
| |||
|
|
|
|
|
|
| |||
|
|
|
|
|
|
| |||
|
|
|
|
|
|
| |||
|
|
|
|
|
|
| |||
|
|
|
|
|
|
| |||
|
|
|
|
|
|
| |||
|
|
|
|
|
|
| |||
|
|
|
|
|
|
| |||
|
|
|
|
|
|
| |||
|
|
|
|
|
|
| |||
Интервалы дебита нефти, т/сут | |||||||||
Рис. 2.4.1
Таблица 2.4.1
Распределение действующего фонда скважин по дебиту нефти, т/сут | |
до 3 |
0 |
10-30 |
7 |
40-70 |
1 |
80-110 |
0 |
выше 120 |
4 |
Таблица 2.4.2
Распределение фонда скважин по дебитам жидкости, м3/cут | |
до 20 |
2 |
30-40 |
1 |
50-90 |
4 |
100-150 |
1 |
выше 170 |
4 |
Минимальный дебит жидкости наблюдается в скважине №56 и №58 со значением 4-5 м3/cут, поэтому скважину №56 ввели в бездействие. Максимальный дебит на объекте в скважине №93 со значением – 704 м3/cут.
Количества скважин, шт.
|
Распределение фонда скважин по дебитам жидкости, м3/cут |
| ||||||||
|
|
|
|
|
| |||||
|
|
|
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
| ||||
Интервалы дебитов жидкости, м3/cут | ||||||||||
Рис. 2.4.2
Максимальное количество скважин равное 4, входит в интервал 50-90 м3/cут и выше 170 м3/cут.