Введение
1 Общие сведения о месторождении 10
2. Геолого - физическая характеристика месторождения 13
2.1 Геологическое строение месторождения и залежей 13
2.1.1 Литолого - стратиграфическая характеристика разреза 13
2.1.2. Структурно-тектонические особенности строения месторождения . ... 19
2.2. Нефтегазоносность 21
2.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов 26
2.4. Свойства и состав нефти, нефтяного газа и пластовой воды 31
3. Уточнение геолого - физического строения и характеристика продуктивных
пластов 38
4. Геолого промысловый анализ выработки запасов нефти из пластов 51
4.1 Текущее состояния разработки месторождения 51
4.2 Технологические решения по оптимизации разработки месторождения . 55
5. Геолого - технологические обоснования методов интенсификации добычи
нефти и повышения нефтеотдачи пластов 58
5.1 Методы интенсификации добычи нефти 58
5.2 Методы увеличения нефтеотдачи 60
6. Рекомендации по оптимизации разработки Восточной залежи Толумского
месторождения 69
6.1 Изменение направлений фильтрационных потоков 71
6.2 Циклическое заводнение 73
6.3 Зондирование становления поля в ближней зоне (ЗСБЗ) 74
6.3 Одновременно-раздельная эксплуатация 75
7. Охрана окружающей среды 80
7.1 Экологическая политика ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» 83
Заключение 85
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
В административном отношении месторождение располагается на территории Кондинского района Ханты-Мансийского автономного округа. Центр округа - г.Ханты-Мансийск - в 220 км к северо-востоку, областной центр г.Тюмень - в 365 км к югу. В 50 км к юго-западу от месторождения располагается г.Урай.
Недропользователь: ООО “ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь”.
В настоящее время месторождение разрабатывается на основании решений «Проекта разработки Толумского нефтяного месторождения» (исполнитель - ТФ «ООО КогалымНИПИнефть», протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО №864 от 23.01.2007 г.). В 2009 году «Авторским надзором за реализацией проекта разработки Толумского месторождения» (утвержден ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре, протокол № 1221 от 09.12.09 г.), скорректированы технологические показатели разработки и программа геолого-технических мероприятий. Основные проектные решения представлены ниже:
• объект разработки - П+Т+КВ;
• система размещения скважин - рядная;
• система заводнения - сочетание приконтурного и очагового с переходом на очагово-избирательное;
• плотность сетки скважин месторождения - 26.4 га/скв;
Технологически достижимая величина извлекаемых запасов нефти и коэффициент нефтеизвлечения в целом по месторождения составят, соответственно, 38355 тыс.т и 0.423.
Настоящая работа составлена на геологические запасы, утвержденные ГКЗ РосНедра (протокол №27, от 1 февраля 2006 г).
Целью настоящей работы является:
- уточнения геологического строения;
- анализ реализации проектных решений;
- анализ текущего состояния разработки Восточной залежи и месторождения в целом;
- составление комплекса мероприятий по оптимизации эксплуатации Восточного поднятия Толумского месторождения;
- прогноз показателей разработки на перспективу.
На месторождении в разработку вовлечены пласты П, Т и КВ. Основные геологические запасы нефти промышленных категорий содержатся в пласте П - 92,4% или 83566 тыс.т, в пласте Т содержится 0,9% или 800 тыс.т нефти, в пласте КВ - 6,7% или 6116 тыс.т. В настоящее время пласты П, Т и КВ в зонах их совместного залегания, в соответствии с утвержденным проектным документом, эксплуатируются совместно.
Запасы нефти высокопроницаемых коллекторов практически полностью выработаны, и добываемая нефть обеспечивается работой коллекторов, в основном, средней проницаемости.
Наиболее перспективные участки нефтедобычи приурочены к высокорасчленённым среднепроницаемым коллекторам.
Текущие запасы нефти низкопроницаемых прослоев коллекторов, сосредоточенных на участках распространения высокопроницаемого коллектора, можно отнести к трудноизвлекаемым при существующей системе заводнения и технологиях воздействиях на продуктивный пласт.
Сегодняшнее положение в разработке самого крупного Восточного поднятия связано, прежде всего, с недовыработкой запасов (75,8% от НИЗ) и почти катастрофической обводнённостью (96,8%).
Для достижения Восточной залежей проектного КИН предлагается ряд мероприятий, таких как: изменение направлений движения фильтрационной волны давления; переход на циклическую закачку с подбором цикла остановки; определение остаточного коэффициента нефтеизвлечения на основе применения метода ЗСБЗ; определение эффективной и рабочей толщины пласта с помощью ДГД по межтрубью, а с помощью РГД + to – приёмистости; организация ОРД и ОРЗ в зонах неохваченных разработкой по Восточной залежи; бурение боковых и боковых горизонтальных стволов в выбранных зонах с остаточными запасами
