Курсовая. Курсовая 46 (1). Методы воздействия на продуктивный пласт с целью повышения производительности скважин нефтяного месторождения

• Название: Методы воздействия на продуктивный пласт с целью повышения производительности скважин нефтяного месторождения
• Анкор: Курсовая
• Дата: 11.01.2023
• Размер: 2.54 Mb.
• Имя файла: Курсовая 46 (1).docx
• Тип: Курсовой проект; #881016
• страница: 6 из 12

1.4 Запасы нефти, газа, КИН

На Государственном балансе в целом по месторождению числятся начальные геологические/извлекаемые запасы нефти по категории С1 - 1656 / 589 тыс.т, в том числе:

- по верейским залежам по категории С1 - 236 / 95 тыс.т;

- по башкирским залежам по категории С1 - 684 / 205 тыс.т;

- по визейским залежам по категории С1 - 677 / 271 тыс.т;

- по турнейским залежам по категории С1 - 59 / 18 тыс.т.

- по каширским залежам по категории С1 - 41 / 15тыс.т.

Запасы растворенного в нефти газа в виду высокого содержания азота и незначительной их величины не утверждались.

Утвержденные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти и растворенного газа отражены в таб. 3.


Запасы УВ утверждены ГКЗ дважды: (протокол № 3122 от 18.08.1960 г. и протокол № 8191 от 04.12.1978 г.).

Восемь раз были оперативно пересчитаны и поставлены на государственный баланс запасы углеводородов по отдельным залежам каширского, верейского горизонтов, башкирского яруса, продуктивных пластов терригенной толщи нижнего карбона, DI (протокол ЦКЗ № 27 от 05.04.1983 г., № 29 от 03.04.1985 г., от 16.03.1988 г., № 15 от 16.03.1993 г., № 182-98 от 07.04.1998 г., № 157-2002 от 01.04.2002 г., протокол Роснедра № 18/7-пр от 11.01.2009 г., протокол Роснедра № 18/723-пр. от 25.11.2010 г.).

По состоянию на 01.01.2017 г. на государственном балансе в целом по месторождению числятся начальные запасы нефти промышленной категорий АВС₁: геологические 63370 тыс.т, извлекаемые 20191 тыс.т, по категории С₂ геологические 917 тыс.т, извлекаемые 233 тыс.т. Извлекаемые запасы растворенного газа по категориям АВС₁ составляют 505 млн м³, по категории С₂ равны 4 млн м³.

Таблица 3

Состояние запасов Орьебашского месторождения на 01.01.2017г.


Таблица 4

Коэффициент извлечения нефти

Объект	КИН	Квыт	Кохв
верхние карбонатные отложения среднего карбона (пласты Скш2, Скш3, Скш4, Св1)	0,168	0,409-0,520	0,410-0,323
нижние карбонатные отложения среднего карбона (пласты Св3, Сбш)	0,274	0,510-0,583	0,537-0,470
терригенная толща нижнего карбона (пласты СII, CIV0, CIV, CV, CVI0, CVI)	0,361	0,500-0,650	0,722-0,555
СТкз	0,200	0,350	0,571
DI	0,300	0,517	0,580

1.5 Осложняющие факторы геологического строения разреза на Орьебашском месторождении

Орьебашское нефтяное месторождение, отличается рядом специфических особенностей:

1. Исключительно сложное геологическое строение основного объекта разработки – ТТНК. В разрезе толщи выделяется до 6 пластов: C-II, C-IV₀, C-IV,C-V,C-VI₀,C-VI.

Основным продуктивным объектом на Орьебашском месторождении является терригенная толща нижнего карбона: тульский (пласты СII, CIV0, CIV, CV, CVI0,) и бобриковский (пласт CVI) горизонты. Песчаники всех пластов неоднородны по месторождения, толщина их составляет до 24м и более, зачастую они замещены непроницаемыми породами. Особенно неоднородны пласты C-II,C-IV,C-V.

Выше тульских терригенных отложений в карбонатном алексинском горизонте на отдельных участках нефтеносны песчаники, залегающие в виде узких полос в руслах палеорек.

2. Нефть месторождения высоковязкая – от 20 до 30мПа с (в пластовых условиях), с низким газосодержанием – до 18м³/т.

3. Начальный гидродинамический режим продуктивных пластов – упругий, замкнутый, лишь в одном из основных пластов (C-VI) проявляется активность контурных вод.

Структура осложнена большим числом мелких структур, куполов различных размеров.

На Орьебашском месторождении основные запасы нефти карбонатных коллекторов сосредоточены в пластах ТТНК. Доля извлекаемых запасов, находящиеся в карбонатных коллекторах, составляет 40,5%. На 01.01.2017г. доля остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах составила 39,6%.

Орьебашевское месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительным ухудшением структуры запасов нефти. Доля трудноизвлекаемых запасов достигла 38% против начальных 25%.

Отставание в выработке запасов нефти связано с более сложным геологическим строением. Многие процессы, протекающие в пласте, а также само строение пластов и условие образования проводящих каналов до конца не выяснены. В терригенных коллекторах усложнена интерпретация геофизического материала, корреляция пластов и пропластков. Характерными особенностями таких месторождений являются многопластовость и расчлененность, неоднородность по толщине и площади, высокое содержание в нефти парафина, смол и асфальтенов. Все эти факторы значительно осложняют разработку нефтяных месторождений с карбонатными коллекторами, и в условиях низкой продуктивности скважин определяют невысокие темпы отбора

В связи с этим в процессе разработки возникают проблемы эффективного извлечения нефти из терригенных коллекторов, с выбором оптимальных режимов закачки воды, а в некоторых случаях применение заводнения неэффективно. Низкая проницаемость карбонатных пород, редкая сетка скважин, отсутствие сети трещин не позволяет организовать эффективное заводнение. Ожидаемая конечная нефтеотдача в этом случае не превышает 15%. К таким коллекторам, за редким исключением, относятся пласты башкирского, верейским горизонтам.

Разработка этих пластов ведется с поддержанием пластового давления, путем закачки воды в очаговые и приконтурные скважины. Пласты Среднего карбона ярусов в основном, массивного типа, состоят из переслаивающихся проницаемых, слабо проницаемых и непроницаемых участков. В подошвенной части пласты насыщены водой. Давления закачки составляют 12-14,5 мПа. Приемистости меняются в широких пределах: от 30 м3/сут до 250 м3/сут.

Проблема интенсификации разработки и повышения нефтеотдачи решается за счет внедрения высокоэффективных комплексных технологий.