Разработка. Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 2.76 Mb.
|
 (2.1)Где: Н- начальная эффективная толщина пласта, м  -соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях fB- обводненность добываемой продукции, доли.ед. Таблица 2.11 Расчет остаточных нефтенасыщенных толщин
Достигнутый коэффициент нефтеотдачи определяем по формуле:  (2.2) где ∑Qн.-накопленная добыча нефти за весь период разработки залежи ,тыс.т. Qбал.- начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ, тыс.т. Qост.- остаточные балансовые запасы нефти, полученные расчетным путем, тыс.т. Таблица 2.8
∑ V = 11474,775 тыс. м3 Зная объем залежи, определяем остаточные балансовые запасы нефти по формуле (2.3) при заданных параметрах: Qост.= V*m* а*  *θ(2.3)где m = 0,21 а = 0,94. = 0,900 т/м3 b = 1,082 θ =0,966  Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле(2.2): ;  накопленная добыча нефти за весь период разработки равна 2211 тыс.т.; Qбал. – начальные балансовые запасы нефти, равные 4269 тыс.т. Таким образом, коэф. нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:  Коэффициент нефтеотдачи выше чем проектный (КИН = 0,56) на данный период. Анализируя карту остаточных толщин можно заметить, что некоторая часть пласта не разработана, остались небольшие запасы нефти. Это связано с тем, что залежь была не должным образом охвачена дренированием. Советую особое внимание обратить на бездействующую скважину 14, у которой осталось 5,3 м нефтенасыщенной толщины. Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для его дальнейшей разработки. Рассмотрев анализ разработки с начала эксплуатации и на текущую дату, считаю, что разработка ведется не эффективно. Значение степени выработки составляет 78,4 %, а обводненности - 94,1 % (косвенно определяют эффективность разработки). Достаточно большое расхождение (15,7%) говорит о неэффективности разработки. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки показало, что фактические показатели каждый год немного отстают от проектных. Добыча нефти с 2007 года не достигает проектного уровня. Во многом это связано тем, что фактическая обводненность каждый год на несколько процентов превышает проектную, а темп отбора, напротив, не достигает проектных величин. Добыча жидкости из пласта с 2007 года превышает проектные показатели. В принципе, расхождения проектных и фактических величин достаточно малы, что обуславливается внедрением нового проектного документа по месторождению в 2008 году. До этого времени (особенно в 2003-2004 годах) наблюдалось невыполнение проектных показателей. Так, например, в 2003 году по месторождению отобрано нефти на 13% меньше, чем было запланировано, жидкости – на 10%, в 2004 году, соответственно, на 8% и 13% меньше проектного уровня. Делая вывод из вышесказанного, с целью дальнейшей разработки и увеличения КИН, рекомендую комплекс геолого-технологических мероприятий, направленный на доизвлечение остаточных запасов, с учетом фактической выработки пласта и текущего состояния скважин. Предлагаю следующие мероприятия: В зонах повышенных плотностей остаточных запасов нефти рекомендую зарезку одного бокового горизонтального ствола из скважины 101 в северо-западном направлении, бурение бокового ствола из скважины 148 на север от существующего забоя, боковой ствол из скважины 121 в северо-восточном направлении. С целью интенсификации дебитов нефти провести обработку призабойной зоны в трёх скважинах (скв. 102,121 и 134). Так как нижележащий пласт В1 практически истощен, рекомендую перевод скважины 131 на пласт Б2. Для наиболее полной выработки запасов в четырёх скважинах (скв.100,112,125 и 130) провести ремонтно-изоляционные работы 2.8. Краткое описание рекомендуемых для внедрения геолого-технических мероприятий 1. Зарезка боковых стволов может применяться при неаварийных забоях уже существующих скважин с целью добычи нефти из зон, не охваченных ранее дренированием, или при аварийных забоях уже существующих скважин, которые не отобрали норму нефти. 2. Соляно-кислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять известняки и доломиты. Проникая по трещинам в глубь пласта, кислота реагирует с породой и создает сеть расширенных каналов, простирающихся на значительные расстояния от ствола скважины. Такая сеть каналов значительно увеличивает фильтрующую способность пласта, что приводит к повышению продуктивности скважин. 3. Перевод скважин с нижележащего пласта применяется в случаях, когда запасы нижележащего пласта истощены и становится экономически нерентабельно добывать из него нефть и для интенсификации добычи нефти из вышележащего пласта. 4. Ремонтно-изоляционные работы проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту, так как при эксплуатации нефтяных месторождений в скважину может поступать посторонняя вода. ВЫВОДЫ Красногородецкое месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области. Пласт находится в промышленной эксплуатации с 1990 года и до настоящего времени он активно эксплуатируется и находится на третьей стадии разработки. С каждым годом снижается добыча нефти. В 2008 году был произведен пересчет проектных показателей разработке, поэтому на данный момент фактические и проектные значения добычи нефти, дебитам по нефти и жидкости и обводненности продукции незначительно отличаются друг от друга. По данному пласту рекомендуются зарезка боковых стволов, перевод скважин с нижележащего истощенного пласта В1, обработка призабойных зон и ремонтно-изоляционные работы. Анализируя систему разработки пласта Б2 Красногородецкого месторождения можно сделать вывод, что реализуемая система разработки Красногородецкого месторождения требует корректив, а решения последней проектной работы – пересмотра. ПРИЛОЖЕНИЯ |