Аннотация 2
Список таблиц 4
Список рисунков 5
Список графических приложений 6
Список сокращений 7
ВВЕДЕНИЕ 8
1 Общие сведения о залежи 9
2 Геологическое строение месторождения 11
2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика 11
2.2 Тектоника 18
2.3 Физико-химическая характеристика нефти, газа и пластовых вод 20
2.4 Нефтегазоносность 21
3 Анализ разработки участка (блока) 24
3.1 Характеристика состояния разработки 24
3.2 Характеристика фонда скважин 24
3.3. Характеристика отбора нефти и воды 29
3.4. Анализ обводнения скважин и причины 37
3.5 Характеристика воздействия на пласт 38
3.6 Характеристика энергетического состояния разработки 40
3.7 Анализ выработки запасов 42
3.8 Анализ эффективности проведенных геолого-технологических мероприятий 43
4 Расчетные варианты разработки 55
4.1 Обоснование целесообразности забуривания боковых стволов 55
4.2 Ранжирование скважин по технологическим показателям разработки и величине
остаточных дренируемых запасов 55
4.2 Уточнение программы ГТМ 56
Заключение 70
Список используемой литературы
Настоящая работа написана по материалам, собранным автором в период прохождения производственной практики в НОЦ «Моделирование ТРИЗ», г. Казань.
Цель дипломной работы - анализ разработки блока залежи, подбор и обоснование рекомендуемых геолого-технических мероприятий.
За время прохождения практики, я принимал участие в проекте, связанном с созданием прикладной геолого - гидродинамической модели залежи Ромашкинского месторождения. Ознакомился с отчетной технической документацией.
Материал для выпускной квалификационной работы был собран по объекту: «залежь Ромашкинского месторождения».
Актуальность и практический аспект моей работы заключается в том что: в настоящее время по большинству основных месторождений Российской Федерации отбор утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти достиг 75 - 85%, и находятся на 4 стадии разработки. В нашей стране основным методом разработки является заводнение. Эксплуатация крупнейших месторождений, обеспечивающих основную добычу нефти, осуществляется длительное время в условиях высокой обводненности. Поэтому большое значение имеет изучение путей дальнейшего повышения эффективности систем разработки, основанных на применении этого метода.
В административном отношении залежь расположена на территории Альметьевского района Республики Татарстан и приурочена к Северо-Альметьевской, Альметьевской и Березовской площадям северо-западной части Ромашкинского месторождения.
В геологическом строении залежи принимают участие докембрийские, девонские, каменноугольные, пермские, неогеновые и четвертичные отложения. В разрезе присутствуют в характерных фациях все те ярусы и горизонты, которые типичны для всей площади Татарстана.
В целом по Татарии прослеживаются такие основные структурно-тектонические элементы, как валы и структурные террасы.
В терригенных отложениях нижнего карбона промышленные скопления нефти в виде залежей приурочены к отложениям радаевского, бобриковского и нижней части тульского горизонтов. Всего выявлено около 100 залежей, которые имеют различные размеры и этажи нефтеносности. Они контролируются отдельными локальными поднятиями или группой структур. Прерывистое строение и неоднородность пластов- коллекторов, обусловленные изменением литолого- фациального состава отложений, наряду со структурными факторами, обуславливают весьма сложную конфигурацию залежей в плане при наличии участков замещения в самых различных частях локальной структуры.
При проведении анализа разработки были сделаны следующие заключения.
В связи с закачкой в нагнетательные скважины пресных вод содержащих сульфаты и сульфат-восстанавливающие бактерии в разрабатываемых горизонтах появился сероводород от 20 до 60 мг/л, поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по защите нефтепромысловых сооружений от коррозии.
По состоянию на 01.01.2018 г. из общего числа эксплуатационных скважин 119 находятся в добывающем фонде (68,9%) и 37 в нагнетательном (31,1%).
По состоянию на 01.01.2018 г. накопленная добыча составила 3014,50 тыс.т нефти и 20189,0 тыс.т жидкости.
В процессе обработки промысловых данных было выявлено, что низкой степенью обводненности характеризуется 2 скважины.
Дренирование залежей рассматриваемого блока, несомненно, вызовет дальнейшее снижение пластового давления, что потребует освоения дополнительных нагнетательных скважин на них.
С целью поддержания пластового давления на залежи применяется очагово-избирательное и законтурное заводнение.
Более 47,6% извлекаемых запасов нефти остаются невыработанными, текущий КИН составляет 0,213 при утвержденном 0,406.
Основная эффективность ГТМ приходится на забуривание боковых стволов и перфорационные работы.
На основании проведенного анализа был осуществлен подбор рекомендуемых ГТМ., благодаря которым удастся увеличить добычу нефти на рассматриваемом участке.
По добывающим скважинам, находящимся в добыче по состоянию на 01.01.2018г., выполнено ранжирование их по дебиту нефти и обводненности с целью подбора скважин- кандидатов на проведение геолого-технологических мероприятий.
Для подбора рекомендуемых ГТМ учитывались накопленные отборы на скважину, динамика ее обводнения и техническое состояние, а также распределение остаточных запасов нефти в районе дренирования скважины. А так же были произведены расчетные варианты внедрения БГС при различных параметрах.
