Наим. Анализ состояния разработки Конитлорского месторождения по дисциплине

• Название: Анализ состояния разработки Конитлорского месторождения по дисциплине
• Дата: 27.03.2023
• Размер: 2.22 Mb.
• Имя файла: Наим.doc
• Тип: Курсовой проект; #1017236
• страница: 1 из 4

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ и высшего ОБРАЗОВАНИЯ Российской Федерации

Сургутский институт нефти и газа

(филиал) федеральное Государственное образовательное учреждение

высшего образования

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙуниверситет»

(Филиал ТИУ в г. Сургуте)

Кафедра «Нефтегазовое дело»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему:

Анализ состояния разработки Конитлорского месторождения

по дисциплине: разработка нефтяных месторождений


Руководитель Студент

Янукян А.П., к.э.н. Мирбобоев Н.А. ЭДНб – 19

(Ф.И.О., ученая степень, ученое звание) (Ф.И.О., группа)
______________________________________________ ________________________________

(оценка, подпись) (подпись)


Сургут, 2022

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО образования

«Тюменский индустриальный университет»

Сургутский институт нефти и газа (филиал)

Кафедра «Нефтегазовое дело»
Кафедра НД

Утверждаю: зав. кафедрой_________Р.Д. Татлыев

«____»___________2022 г.
ЗАДАНИЕ К КУРСОВОМУ ПРОЕКТУ

по дисциплине: разработка нефтяных месторождений
Студент: Мирбобоев Наимджон Анварович группа ЭДНб-19 форма обучения очная

1. Тема работы утверждена приказом по институту № от 2022г.

Название темы: Анализ состояния разработки Конитлорского месторождения

2. Срок сдачи студентом законченной работы 01.06.2022

3. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)

Введение

1 Общая часть

1. 
   Общие сведения о месторождении
   
2. 
   История освоения месторождения
   

2 Геологическая часть

2.1 Описание стратиграфического разреза продуктивной части месторождения

2.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

2.3 Свойства и состав пластовых флюидов

3 Технико-технологическая часть

3.1 Анализ показателей работы фонда скважин Конитлорского месторождения

3.2 Анализ основных показателей разработки Конитлорского месторождения

3.3 Методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти реализуемые на месторождении и их эффективность

Заключение

Список используемых источников

Дата выдачи задания «____»___________ 2022 г.

Руководитель____________________________________ /А.П. Янукян/

Задание принял к исполнению «____»______________2022 г.

_____________________________

^{(подпись студента)}
Содержание




Введение

Западная Сибирь - один из крупнейших в мире нефтегазовых районов, на ее территории открыто более 500 месторождений нефти и газа с запасами свыше 200 млрд. тонн углеводородов. Более чем за 30 лет эксплуатации около 200 месторождений добыто более 7 миллиардов тонн нефти. Прогнозные запасы оцениваются в 35 миллиардов тонн.

Одним из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий в Западной Сибири и в России является Открытое Акционерное Общество «Сургутнефтегаз». Объем добычи нефти которого за 2006 год составил 67 млн. тонн, а объем производства газа - 14,8 млрд.м³.

Конитлорское нефтяное месторождение разрабатывается структурным подразделением НГДУ "Комсомольскнефть" ОАО "Сургутнефтегаз".

Основной объект разработки Конитлорского нефтяного месторождения характеризуется ухудшенными коллекторскими свойствами, большим показателем неоднородности, высоким содержанием парафина, смол, сероводорода, большим газовым фактором. Поэтому для стабильного уровня добычи нефти на Конитлорском нефтяном месторождении с самого начала разбуривания и разработки начиналось активное внедрение новых технологий, направленных на повышение качества строительства скважин и увеличения добычи нефти.

Однако, несмотря на высокие перспективы внедрения новых технологий на ближайшие 15 лет основная роль в достижении дополнительной добычи нефти на уровне 22-23 млн. тонн в год и сохранения его на длительный период остаѐтся за традиционными хорошо отработанными методами воздействия на пласты: воздействие на призабойные зоны пластов, ГРП, гидродинамические и потоковыравнивающие методы, бурение боковых стволов и др.




Эти методы по своей технико-экономической эффективности являются наиболее перспективными и поэтому в первую очередь усилия будут направлены на расширение объемов их применения до оптимально необходимого максимума.

В данной курсовой работе предлагается анализ показателей работы фонда скважин Конитлорского месторождения по сравнению с другими геолого-техническими мероприятиями по интенсификации притока в скважинах Конитлорского нефтяного месторождения. Рассмотрены различные методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти, реализуемые на месторождении и их эффективность. Рассмотрена экономическая целесообразность одного из методов, безопасность и экологичность проведения мероприятия по этому методу.

1 Общая часть

1. 
   Общие сведения о месторождении
   

Конитлорское нефтяное месторождение (рисунок 1.1) расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 200 км к северу от г. Сургута. Месторождение открыто в 1972 году в результате бурения разведочной скважины 155, которая испытывалась на пласты БС16, БС17 и БС22. Ближайшим наиболее крупным из эксплуатируемых месторождений является Тевлинско-Русскинское.

Ближайшим населенным пунктом является деревня Кочевые.

В физико-географическом отношении Конитлорское месторождение располагается в Сургутской лесной равнинной зональной области на водоразделе рек Пим, Тромъеган, Ортъягун.

В геоморфологическом отношении это слаборасчлененная сплошь заболоченная озерно-аллювиальная равнина. Поверхность равнины плоская, слабоволнистая. Абсолютные отметки рельефа в пределах района колеблются от 60 до 80 м.

Судоходство малыми судами возможно в первой половине лета в период весеннего паводка до поселка Русскинские только по реке Тромъеган.

В районе множество озер. Озера, в основном, термокарстового происхождения и имеют размеры от нескольких десятков метров до нескольких километров в поперечнике и до 4 метров глубиной.

Климат района резко континентальный с продолжительной и суровой зимой и коротким, но сравнительно теплым и дождливым летом. Средняя температура января -22,5 ºС, июля +16ºС. Абсолютный минимум температур зимой -52ºС, а абсолютный максимум температуры воздуха в июле достигает +34ºС. Среднегодовое количество осадков до 500 мм, среднее число дней с осадками 190 в год.

Средняя мощность снегового покрова 1.2 м, а в низких и заселенных местах до 2 м.

Распространение мерзлоты носит прерывистый характер. Подошва слоя древней мерзлоты залегает на глубинах 300 – 400 м. Слой древней мерзлоты отсутствует под крупными озерами и под руслами крупных рек, таких как Тромъеган и Пим.




Рисунок 1.1 – Обзорная схема района деятельности ОАО "Сургутнефтегаз"

1.2 История освоения месторождения

В разрезе месторождения при проведении разведочных работ выявлены следующие продуктивные горизонты: ЮС2, ЮС1, ЮС0, БС22, БС17, БС16, БС10.

В результате геологоразведочных работ в пластах ЮС2, ЮС1, ЮС0, БС22 установлены локальные залежи нефти небольших размеров с притоками непромышленного значения.

Промышленные притоки нефти получены по залежам пластов БС17, БС16, БС10.

В проекте пробной эксплуатации в качестве объектов для проведения опытных работ и уточнения подсчетных параметров рекомендованы пласты БС10, БС16, БС17.

К концу 2005 года участок пробной эксплуатации разбурен на 40%. В связи с отсутствием технологической схемы на все месторождение, в целях проектирования обустройства Конитлорского месторождения принято предложение ОАО «Сургутнефтегаз» о расширении участка пробной эксплуатации пласта БС10 со следующими принципиальными положениями – общий проектный фонд скважин 243, размещение скважин по проектной блоковойтрехрядной системе с расстоянием между скважинами 445 м.

Подсчет запасов нефти и растворенного газа Конитлорского месторождения выполнен Тюменской тематической экспедицией Концерна “Тюменьгеология” по данным бурения 35 поисково-разведочных скважин, обоснование извлекаемых запасов нефти и коэффициентов извлечения нефти по пластам выполнено ЗапСибНАЦ. Запасы утверждены протоколом ГКЗ РФ № 404 от 1.11.2006 г по пластам БС₁₀ ^0(В), БС₁₀ ^0(Н), Ач₁, Ач₂, ЮС₁ ¹, ЮС₂ в следующих количествах (тыс.т.) и отражены в таблице:

Таблица – Запасы по пластам

	Категория С1	Категория С2
Балансовые	299073	59826
Извлекаемые	50656	4785
КИН	0,169	0,08

Настоящая “Технологическая схема разработки Конитлорского нефтяного месторождения” выполнена согласно договору, Н.96.97.ТФ 62 и заданию на проектирование, утвержденному и выданному ОАО “Сургутнефтегаз” 27 декабря 2006 года.

2 Геологическая часть

2.1 Описание стратиграфического разреза продуктивной части месторождения

Геологический разрез рассматриваемого района представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и доюрских образований.

Меловая система.

Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. Нижнемеловые образования являются основным объектом поисков нефти и газа и включают в себя осадаки мегионской, вартовской, алымской и нижней части покурской свиты.

Мегионская свита залегает в основании нижнемелового разреза и имеет пятичленное строение. Низы свиты образует подачимовская пачка темно-серых, почти черных аргиллитов плотных, массивных, слабоизвестковистых, прослоями битуминозных, содержащих фауну аммонитов, пелеципод и фораминифер берриасского яруса.

Следующая пачка преимущественно глинистые породы, серые, светлосерые, известковистые. Аргиллиты содержат до 20%, иногда больше алевритового материала. К этой части приурочена ачимовская толща, имеющая спорадическое развитие, с песчаными прослоями которой связана промышленная нефтеносность (пласты группы БС₁₆ – БС₂₂). В пределах Конитлорского месторождения установлена промышленная нефтеносность ачимовской толщи (Ач₁, Ач₂), которая представлена переслаивающимися песчано-алеврито-глинистыми породами, имеет сложное строение.

Песчаники ачимовской толщи заглинизированные, прослоями алевритистые, серые, мелкозернистые, участками с косой микрослоистостью, с линзочками аргиллита и углистым детритом. Аргиллит серый, темно-серый, плотный, участками рассланцованный, с прослойками алевролита, встречаются включения угля и углистого детрита, прослои глинистого известковистого песчаника.

Общая толщина ачимовской толщи изменяется от 35м до 194м.

Наблюдается тенденция увеличения толщин на восток.

Третья пачка мегионской свиты глинистая, образована глинами аргиллитоподобными темно-серыми, плитчатыми, слюдистыми с прослоями и линзами песчаного материала.

Четвертая пачка представлена чередованием песчаников и алевролитов с аргиллитами и аргиллитоподобными глинами. К этой части разреза приурочены промышленно нефтеносные пласты БС₁₀ – БС₁₂.

Толщина свиты достигает 881 м.

Кузнецовскую свиту слагают серые и зеленовато-серые, алевритистые с редкими включениями зерен глауконита. Толщины изменяются от 15 до 26 м.

Березовская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя сложена преимущественно опоками и глинами. Толщина 74 – 90 м. Верхняя сложена светлыми зеленовато-серыми глинами. Толщина 47–90 м.

Палеогеновая система.

В составе палеогеновой системы в рассматриваемом районе выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

2.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

В региональном плане Конитлорское месторождение приурочено к Конитлорской, Сукур – Яунской, Восточно – Конитлорской структурам III порядка, расположенным в пределах Венглинского структурного носа, осложняющего северный склон Сургутского свода. Геологический разрез месторождения характеризуется широким диапазоном нефтеносности, начиная с отложений юрского возраста и кончая нижне – меловыми осадками. Нефтяные залежи выявлены в пластах Ю₂ (тюменская свита), Ю₁ (васюганская свита), Ач₁ и Ач₂ (ачимовская толща), БС₁₀ 0(ВЕРХ) и БС10 0(НИЗ) (мегионская свита).

Горизонт БС₁₀ на Конитлорском месторождении в песчаных фациях представлен лишь пластом БС₁₀, который при кореляции был разделен на два подсчетных объекта: БС₁₀ ^0(ВЕРХ) и БС₁₀ ^0(НИЗ).

Для пласта БС₁₀ можно выделить три типа разреза:

Зона, где оба продуктивных пласта являются коллекторами – западная и северо – западная часть месторождения.

Часть месторождения, где оба пласта глинизируются – юго – запад месторождения и линия перегиба палеорельефа в центре месторождения (скв.156, 157). Район, где имеет распространение только верхний пласт – восточная часть месторождения (скв. 158, 172, 174, 175, 176).

Нефтенасыщенные коллекторы пласта БС10 в пределах первого типа разреза. В структурном плане основные залежи пластов БС10 0(Н) и БС10 0(В) совпадают. Общая толщина пласта БС10 изменяется от 13,8 до 33,2 м и в среднем составляют 16,4 м. Максимальные значения эффективных нефтенасыщенных толщин приурочены к центральным частям залежей.

Эксплуатационное разбуривание пласта БС₁₀ начато в 2006 году в районе разведочной скважины 195 (центральная часть залежи). По состоянию на 1.06.06 г на залежи пробурено 83 скважины. По результатам эксплуатационных скважин эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 6,0 до 30,4 м, в среднем толщина составляет 17,7 м. (рисунок 2.3.). Из вышесказанного видно, что ожидаемая нефтенасыщенная толщина (район разведочных скважин 195 – 151) практически соответствует нефтенасыщенной толщине, полученной при эксплуатационном разбуривании залежи пласта БС₁₀.

Коллекторы пласта БС₁₀ ^0(Н) вскрыты 17 скважинами на глубинах 2463 – 2567 м. и представляют из себя вытянутую зону субмередионального простирания, ограниченную с трех сторон областью глинизации, и двумя фациальными окнами в районе скв.187 – 204 и скв.173 – 177.

Эффективные толщины пласта изменяются от 2,2 м. до 11,2м. Распределение эффективных толщин по площади контролируется структурным фактором и зонами замещения.

Основная залежь пласта БС₁₀ ^0(Н) вскрыта 8 скважинами на глубинах 2643 – 2525 м.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,2 м. до 12,4 м.

В шести скважинах пласт опробовался. Дебиты нефти изменяются от 2,7 м 3 /сут. при ДУ – 574 м до 55,2 м 3 /сут. через 8 мм штуцер при совместном испытании с вышезалегающим пластом.

ВНК проведен условно, по подошве нижнего нефтеносного прослоя в скв.180 – 2442м.

Пласт БС₁₀ 0(В) вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами на глубинах 2419–2622 м.

Эффективные толщины пласта изменяются в широких пределах: от 0,4 м. до 15,0 м. В субширотном направлении в районе скважин 204 и 187 отмечается “пережим”, где происходит значительное уменьшение эффективных толщин.

Основная залежь пласта БС₁₀ 0(В) вскрыта 15 скважинами на глубинах 2449 – 2515 м и контролируется зонами глинизации.

В 14 скважинах пласт испытан: дебиты нефти изменяются от 0,6 м 3 /сут. при динамическом уровне – 1139 м. до 55,2 м 3 /сут (на 8 мм. штуцере) при совместном испытании с нижележащим пластом БС10 0(Н).

ВНК вскрыт в двух скважинах (180р и 182р), расположенных на севере залежи (2428 – 2431 м).

Краткие сведения о залежах Конитлорского месторождения