Курсовой проект Разработка нефтяных месторождений. ОРНз 18-01 Сухоруков Е.А. Вариант-6. Курсовой проект по дисциплине Разработка нефтяных месторождений
 Скачать 458.61 Kb.
|
1. Краткая геолого-физическая характеристика месторождения1.1. Характеристика геологического строения, параметров продуктивных пластов и их неоднородностиВ тектоническом отношении Петровское месторождение приурочено к Большекинельскому валу, осложняющему Южный борт Татарского свода. Осадочный чехол сложен породами рифей-вендского, девонского, каменноугольного, пермского и мезозойского возраста. Нефтеносность связана с отложениями бобриковского горизонта-пласт Б2, турнейского яруса-пласт Т1, пашийского горизонта-пласты До и Д1. Месторождение приурочено к трем поднятиям: Ивановскому, Кинельскому и Сидоровскому. Ивановское и Кинельское поднятия в настоящее время разрабатываются, Сидоровское не разбурено. Залежи пласта Т1 Продуктивный пласт Т1 залегает в верхней части турнейского яруса. Коллектор представлен пористыми известняками, реже доломитами, которые переслаиваются с плотными карбонатными породами. Покрышкой для залежей служат аргиллиты бобриковского горизонта и плотные известняки тульского горизонта. Тип всех залежей пластовый. Водо-нефтяной контакт находится на абсолютной отметке - 1540 м, что совпадает с положением ВНК по вышезалегающему пласту Б2. Средняя глубина залегания пласта - 1625,4 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется по скважинам от 0,6 до 15 м, составляя в среднем по залежи - 6,31 м, коэффициент вариации 0,58. Расчлененность пласта изменяется от1 до 23, граничные значения единичные, в половине скважин пласт имеет от 5 до 10 проницаемых прослоев. В целом по участку расчлененность равна 9. Средняя нефтенасыщенность равна 88%. По 2 м образцам керна из скв.701 была определена остаточная водонасыщенность в количестве - 29%, соответственно нефтенасыщенность составила 71%. 1.2. Подсчетные параметры, балансовые запасы нефти и растворенного газа40,6% начальных балансовых запасов содержат залежи пласта Д1; 36,3 % - залежи пласта Т1; 17,8% - залежи пласта Б2 и 5,3 % залежи пласта Д0. Запасы пласта Д1У оценены по категории С2 и равны 3499 тыс. т, что составляет 6,8 % от всех запасов месторождения. По остальным залежам запасы оценены по промышленным категориям. В целом по месторождению балансовые запасы нефти категорий А+В+С1 составляют 47902 тыс. т. По рассмотренным залежам накопленная добыча нефти на 1.01.2021 г. равна 17619,4 тыс. т, остаточные балансовые запасы составляют 30282,6 тыс. тонн. По пласту Т1 Ивановского купола балансовые запасы составляют - 11047 тыс.т., утвержденный коэффициент извлечения нефти – 0,35. 2. Фактическое состояние разработки продуктивного пластаВ 1954 (скв. 112) г. была доказана промышленная нефтеносность пласта ТI турнейского яруса. В целом на Ивановском поднятии из пласта ТI добыто 4196 тыс. т нефти, годовая добыча в 2021 г. составила 114 тыс. т при обводненности продукции 41, %. На Ивановском поднятии в эксплуатации перебывало 46 добывающих скважин, на 1.01.2022 г. действует 25 скважин, безводная нефть добывается только одной скважиной (№ 68), остальные скважины работают с содержанием воды в продукции от 2,6 до 99,3 %, средняя по залежи обводненность – 41,5%. Закачка воды с целью ППД осуществлялась в 8 нагнетательных скважинах, в настоящее время работает 6 скважин С начала разработки закачано в пласт ТI 2755,77 тыс. м3 воды, 96,1 % которой составляет пресная техническая вода. Отличительной чертой разработки участков является тот факт, что большинство добывающих скважин, особенно на первом этапе эксплуатации до создания системы ППД, обводнялись пластовой водой. Добыча нефти сопровождается резким увеличением обводненности при незначительных отборах нефти. Показатели разработки Ивановского поднятия за 7 последних лет представлены в таблице 1. Таблица 1. Показатели разработки пласта Т1
|