Геолого-Промысловый анализ Бобровского меторождения. Курсовая работа по дисциплине по теме Геологопромысловый анализ Бобровского месторождения

• Название: Курсовая работа по дисциплине по теме Геологопромысловый анализ Бобровского месторождения
• Анкор: Геолого-Промысловый анализ Бобровского меторождения
• Дата: 27.09.2022
• Размер: 0.74 Mb.
• Имя файла: Geologo-promyslovy_analiz_Bobrovskogo_mestorozhdenia.docx
• Тип: Курсовая; #700166
• страница: 4 из 4

4 Состояние разработки месторождения
В промышленной разработке находятся 11 объектов: А₄, О₁, О₂, О₃ (О₃+О₄+О₅), О₄, О_4а, О₆, Б₀, Б₂ (Б₂+Б_2-2), Т₁ и Т₂. Объект О_4б+О₅+О_5а – не разрабатывается с 1979 года, объект практически выработан, ТИЗ - 14 тыс. т). Объект Art₁ в разработку не введен. Объект Д₄ открыт в результате получения притока нефти в испытанном интервале пл. Д₄ и переинтерпретации сейсморазведочных работ МОГТ-3Д и в 2019г. будет поставлен на баланс.

Основными объектами являются А₄, О₂, О₃ , Б₂ и Т₁, на их долю приходится порядка 81% НИЗ, 84% накопленной добычи нефти и 75 % (рисунок 4.1) текущей добычи нефти месторождения (рисунок 4.2).

Максимальная доля в накопленной добыче нефти приходится на объект А₄ (35% от общих накопленных отборов), на объект О₂ приходится 21% накопленной добычи нефти от общего накопленного отбор и максимальная доля в текущей добыче 2018 года – 18,7 %, на объект Б₂ приходится 12 % общего накопленного отбора по нефти, О₃ – 11% и Т₁-6%.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1977 году и составил 3244 тыс. т при добыче жидкости 4953 тыс. т и обводненности 34,5 %. С 1978 года на протяжении 20 лет добыча жидкости и нефти постепенно снижалась при умеренном росте обводнения, и достигла минимума по нефти 690 тыс. т (1999 г.), после 2000 года отмечалось увеличение отборов жидкости и стабилизация уровней нефтедобычи [5] (рисунок 4.3).



Рисунок 4.1 – Распределение объектов Бобровского месторождения по текущей добыче нефти


Рисунок 4.2 – Распределение объектов Бобровского месторождения по накопленной добыче нефти



Рисунок 4.3 – График разработки Бобровского месторождения
Разработка месторождения на протяжении почти всей истории велась низкими темпами: 1-2 %. Максимальные значения темпов отбора от НИЗ (3,3-3,4 %) отмечается в период 1975-1977 гг., что связано с активным разбуриванием Потаповского поднятия и продолжением формирования системы ППД. В последующие годы, несмотря на увеличение эксплуатационного фонда, темпы отбора нефти снижались вследствие падения производительности скважин. За последние пять лет темп отбора изменялся от 1,2 % (2014 г.) до 0,9 % (2018г.).

За 2018 год добыто 883,9 тыс. т нефти и 9008,4 тыс. т жидкости. Средний дебит скважин составил по нефти 9,1 т/сут, жидкости – 92,7 т/сут. Среднегодовая обводненность добываемой продукции составила 90,2 %.

Всего на Бобровском газонефтяном месторождении по состоянию на
01.01.2019г. пробурено 867 скважин, в том числе 633 нефтяных, 191 нагнетательная и 43 водозаборных. По состоянию на 01.01.2019 г. добывающий эксплуатационный фонд по месторождению в целом составил 286 скважин (54% от общего добывающего фонда), из них 275 – действующие (52% от общего добывающего фонда), 11 скважин пребывают в бездействии. В действующем фонде совместную эксплуатацию двух и более пластов вели 152 скважин (55 % действующего добывающего фонда).

По максимально накопленной добыче нефти на одну добывающую скважину выделяются объекты: А4 – 113 тыс. т, Б2 - 68 тыс. т, О4 – 60 тыс. т.

Неэксплуатационный добывающий фонд составил 244 скважины (46% от общего добывающего фонда), из них 99 скважин (19 % от общего добывающего фонда) - пьезометрических, 112 скважин (21% от общего добывающего фонда) ликвидировано и 33 скважины (6% от общего добывающего фонда) находится в консервации.

Причины выбытия в бездействие, ликвидацию, в пьезометрический фонд и в консервацию, в основном, высокое обводнение, низкодебитность скважин и техническое состояние.

По состоянию на 01.01.2019г. в целом по месторождению нагнетательный фонд составил 309 скважин, из них 210 – действующих (68 % всего нагнетательного фонда), две скважины пребывает в бездействии. В действующем фонде совместную закачку двух и более пластов вели 99 скважин (32 % всего нагнетательного фонда).

Пассивный нагнетательный фонд составил 82 скважины (27% всего нагнетательного фонда), из них 34 скважины - пьезометрические, 41 скважина ликвидирована, семь скважин находится в консервации.

Коэффициент использования нагнетательного фонда скважин составил 0,99, коэффициент эксплуатации – 0,98 [10].

Динамика основных технологических показателей разработки месторождения представлены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Технологические показатели разработки Бобровского месторождения
5 Технология добычи нефти и газа и применяемые геолого-технологические мероприятия
Механизированным способом эксплуатируются 269 (98%) действующих добывающих скважин: 255 скважин – оборудованы ЭЦН, 14 – ШГН и шесть скважин, эксплуатируемые фонтанно-свабовым способом, числятся в добывающем фонде номинально.

Коэффициент использования добывающего фонда скважин составил 0,96, коэффициент эксплуатации – 0,95.

В общей сложности в добыче нефти принимали участие 648 скважин, из них 118 скважин впоследствии были переведены под закачку воды, 112 ликвидировано, 99 переведены в пьезометрический фонд, 33 в консервацию. Таким образом, из добывающего фонда выбыло 362 скважины – 56% фонда.

При сопоставлении основных характеристик действующего фонда скважин по объектам отмечается, что наибольшее количество действующих добывающих скважин соответствует объектам О₂ (113 скважин), О₃ (79 скважин), А₄ (76 скважин), наименьшее количество соответствует объектам Т₂ (8 скважин), О₆ (11 скважин) и О₄ (13 скважин).

Вместе с тем наибольшая доля добычи нефти в общей текущей добыче по объектам соответствует: О₂ (18,7 %), А₄ (18,6 %), Б₂ (15,6 %), Т₁ (11,6 %) и О₃ (10,7 %).

Все объекты месторождения разрабатываются с применением заводнения. На объектах реализованы блоковые и приконтурные, местами в сочетании с очаговой, системы заводнения.

Формирование системы поддержания пластового давления начато в 1970 году. Накопленный объем закаченной воды составил 295175 тыс. м³ при накопленной компенсации 112,4 %. За 2018 год закачано 10050,7 тыс. м³ воды, текущая компенсация составила 123,1 %. Средняя приемистость нагнетательных скважин за 2018 год – 140,3 м³/сут.

В качестве вытесняющих агентов на месторождении используются попутно-извлекаемые и сточные воды. Использование попутной воды для закачки в пласт достаточно эффективно в связи с близостью систем сепарирования добываемой жидкости и очистки воды для ППД, что снижает эксплуатационные затраты [8].

В дальнейшем, работы по повышению эффективности системы разработки месторождения должны вестись в трех направлениях:

1. Проведение ГТМ по увеличению фонда скважин (ПВЛГ, зарезка БС, бурение). Из 648 скважин, участвовавших в отборах, к настоящему времени выбыли из добывающих 362 скважины 56% фонда (118 – под закачку, 99 – в контрольный фонд, 112 – ликвидировано, 33 – в консервацию);

2. Проведение ГТМ, направленных на повышение эффективности системы заводнения. По некоторым объектам закачиваемая в пласт вода не совершает полезной работы по вытеснению нефти, а служит источником обводнения скважин.

3. Проведение ГТМ на существующем фонде: снижение обводненности продукции и увеличение продуктивности добывающего фонда скважин, для чего необходимо реализовать программу работ, направленную на проведение ремонтно-изоляционных работ, методов ограничения водопритока и т.д [2].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведение геолого-промыслового анализа Бобровского месторождения позволяет сделать выводы:

– промышленная нефтеносность связана с карбонатными отложениями башкирского яруса C₂b (пласты А_4, А₅), окского надгоризонта С₁ok (пласты О₁, О₂, О₃, О₄, О_4а, О_4б+О₅+О_5а, О_5б, О₆), тульского горизонта C1tl (пласт Б₀), турнейского яруса C1t (пласты Т₁, Т₂), воробьевского горизонта D2vor (пласты Д_4-0 и Д₄) и терригенным бобриковским горизонтом С₁bb (пласты Б₂, Б_2-2). Газовая залежь с нефтяной оторочкой связана с отложениями артинского яруса P₁ar (пласт ART₁);

– всего установлено 86 нефтяных залежей и одна газонефтяная залежь в 19-ти продуктивных пластах, 19 подсчетных объектов, которые соответствуют 16 объектам разработки.

– начальные запасы нефти в количестве (геологические/извлекаемые): по категориям АВ₁ – 212485/94837 тыс. т; по категории В₂ – 2961/802 тыс. т;

– начальные запасы растворенного газа (извлекаемые): по категориям АВ1 – 5903 млн. м³; по категории В₂ - 57 млн. м³;

– начальные запасы газа газовой шапки (извлекаемые): по категориям
АВ₁ – 1942 млн. м³; по категории В₂ - 39 млн. м³.

– выполнение запланированного объема ГТМ (даже их превышение) и их высокая эффективность позволили поддерживать величину фактических показателей последние четыре года на уровне проектных. В 2018г. фактически было выполнено 92 геолого-технических мероприятий (ВНС, ЗБС, ПВЛГ/приобщение, БОПЗ, ОПЗ, ИДН, ЛА, ППР, РИР, ГРП). Из них по семи мероприятиям были получены отскоки. Эффект 85 ГТМ – составил 46,7 тыс.т, основная дополнительная добыча нефти получена за счет ЗБС - 15,8 тыс.т, ПВЛГ/приобщение - 16,6 тыс.т.

– в целом по месторождению по состоянию на 01.01.2019г. накопленная добыча нефти составила 71681 тыс. т (проект – 71776 тыс.т), жидкости – 262370 тыс. т (проект – 262597 тыс.т). В целом по месторождению отбор от утвержденных извлекаемых запасов составил 75,6 %, практически полное выполнение проекта (75,7 %).

– обводненность продукции действующего фонда скважин, по состоянию на 01.01.2019 г. – 90,2 %, выше проектного значения на 0,5%.

– средний дебит добывающих скважин по нефти составлял 9,1 т/сут, что меньше проектного значения на 5,2 %. Среднегодовой дебит жидкости составил 92,7 т/сут практически на уровне проектного.

Соответственно, рекомендуемый вариант разработки предусматривает проведение ГТМ (бурение боковых стволов, ФХ ОПЗ и РИР), внедрение ФХ МУН, бурение новых нефтяных, нагнетательных и газовых скважин, а также строительство и реконструкцию объектов поверхностного обустройства. Реализация предложенных мероприятий обеспечит прирост извлекаемых запасов и увеличение КИН по сравнению с госбалансом.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. 
   Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области /Сборник ОНАКО под ред. А.С.Пантелеева, Н.Ф.Козлова. – Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1997;
   
2. 
   Гиматудинов Ш.К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, М., Недра, 1988;
   
3. 
   Горбовская О.А., Демидова Е.А. Геологическое строение Бобровского месторождения и условия залегания нефти в пласте Б₂ (бобриковский горизонт) //Проблемы геологии и освоения недр. – c. 252 – 255;
   
4. 
   Ефремов П.Е., Куликов Б.Н., Барыкин В.И. и др. Коллекторские свойства, нефтегазоносность и условия разработки девонских продуктивных пластов Зайкинской группы месторождений Оренбургской области // Сб. науч. тр. ин-та / Гипровостокнефть. – 1989. – С. 146–157.
   
5. 
   Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. (Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР). – М., 1984.
   
6. 
   Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран: Учебник для вузов. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005. – 2-е изд. испр. и доп. – 576 с.
   
7. 
   Максимов С.П., Клубов В.А. и др. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. – М.: Недра, 1970.
   
8. 
   Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – ООО «НедраБизнесцентр», 2000. – 653 с.:
   
9. 
   Требин Г.Ф., Чарыгин Н.Ф., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. Справочник. - 2 изд., доп. и перераб. М., Недра, 1980 - 583 с.
   
10. 
    Храмов, Р.А.; Персиянцев, М.Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений «Оренбургнефть»; М.: Недра - Москва, 2010. – 527 с.;