Тема: Геологическое строение и анализ разработки пласта БСю° Конитлорского месторождения

Данная дипломная работа выполнена по материалам, собранным автором в период прохождения преддипломной производственной практики на Конитлорском месторождении в должности оператора по добыче нефти и газа в КЦДНГ-6 НГДУ «Комсомольскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».
Конитлорское месторождение находится в пределах Конитлорского лицензионного участка Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа - Югры.
Месторождение находится на сложной третьей стадии разработки. Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений показывает, что при разработке пластов со сложным геологическим строением (неоднородными нефтенасыщенными коллекторами, как по мощности, так и по площади залегания) значительные запасы не вовлекаются в разработку. Сложно-построенные коллектора месторождений неоднородны по проницаемости, разрезу и литологическому составу. Это приводит к образованию многочисленных застойных зон с запасами нефти, которые существующей системой разработки полностью в работу не вовлекаются. Неравномерное обводнение продуктивных пластов, вызванное прорывом воды по наиболее высокопроницаемым участкам, является причиной отбора больших объемов попутной воды, которая закачивается через нагнетательные скважины и отбирается через добывающие, не производя при этом полезной работы по нефтевытеснению. В этих условиях актуальность приобретают мероприятия, направленные на выявление зон с остаточной нефтью и извлечение этой нефти на поверхность.
Однако, при незначительных остаточных запасах бурение новых скважин приводит к чрезмерному увеличению затрат, что делает дальнейшую разработку месторождения нерентабельной. Поэтому в данных условиях наиболее приемлемыми являются мероприятия по восстановлению и продлению срока использования старого фонда скважин, решением задач по разработке ниже и выше залегающих нефтяных горизонтов, повышением коэффициента извлечения нефти (КИН), через уплотнение сетки и т.д. Применение технологий раздельной эксплуатации пластов при отборе продукции из многопластовой залежи находит всё большее использование, так как позволяет одной сеткой скважин отбирать нефть из нескольких пластов одновременно. Это позволяет ускорить выработку запасов и нарастить объемы отбираемой нефти.
Цель дипломной работы - изучение особенностей геологического строения, анализ разработки продуктивных отложений пласта БСю° Конитлорского месторождения и оценка разукрупнения объекта как гидродинамический метод повышения нефтеотдачи на основе промыслово-геофизических исследований скважин.
1. Оценить степень геологической изученности месторождения в целом и нефтяной залежи пласта БС10°;
2. Изучить геологическое строение и нефтеносность залежи;
3. Проанализировать фонд скважин, а также историю и текущее состояние разработки эксплуатационного объекта;
4. Сформулировать критерии для подбора скважин-кандидатов под внедрение технологии ОРЗ на Конитлорском месторождении;
5. Оценить технологическую и экономическую эффективность внедрения одновременно-раздельной закачки воды в два пласта.
Методы решения поставленных задач
Для выполнения перечисленных задач необходимо построить (в некоторых случаях скопировать): структурную карту по кровле пласта БС10°, две схемы корреляции продуктивных отложений, два геологических профиля продуктивной толщи нижнего мела, карту эффективных нефтенасыщенных толщин пласта БС10°, график разработки и карту разработки залежи, а также графики динамики показателей работы скважин до и после внедрения технологии одновременно-раздельной закачки воды в два пласта. Также, решение поставленных задач базируется на аналитических исследованиях с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа.
Купить

В процессе написания дипломной работы автором было изучено геологическое строение нефтяной залежи пласта БСю° Конитлорского месторождения, история и текущее состояние ее разработки, критерии применимости технологии ОРЗ, а так же оценена технологическая и экономическая эффективности внедрения данной технологии. Для освещения этих вопросов были построены, составлены и проанализированы схемы корреляции и геологические профили продуктивных отложений, структурная карта по кровле пласта БСш°, карта разработки, карта эффективных нефтенасыщенных толщин и карты геолого-физических параметров пласта БСш° Конитлорского месторождения, на основе чего в обзорных главах были сделаны выводы. Также, совместно с сотрудниками лаборатории кафедры Геологии Нефти и Газа был определен групповой состав нефти методом жидкостно-адсорбционной хроматографии, по результатам которого установлено, что нефть смолистая. Выполнен анализ разработки Конитлорского месторождения на основе методики комплексного геолого-промыслового анализа состояния выработки запасов. Кроме того, для расчета технологической эффективности применения технологии ОРЗ был вычислен объем дополнительно вовлекаемых в разработку геологических запасов, построены графики изменения обводненности, среднесуточных дебитов нефти и жидкости до и после внедрения данной технологии.
Основные выводы дипломной работы:
1) Конитлорское нефтяное месторождение является многопластовым, многозалежным (37 залежей нефти) и сложным по своему геологическому строению. Залежи нефти выявлены в валанжин-берриас-волжских (пласты БС10°, Ач1-5), верхнеюрских (пласты ЮС°к, ЮС1) и среднеюрских (пласт ЮС2) отложениях.
Нефтяная залежь пласта БС1°° расположена в центральной части ЛУ, разрабатывается с 1995 года и является основной по величине начальных запасов нефти, приурочена к структуре III порядка. В плане представляет собой крупное песчано-алевритовое тело субмеридиального простирания. Размеры залежи составляют 33,2*9,8 км, высота залежи - 114 м. Структура осложнена небольшими куполами различного размера.
2) На дату написания дипломной работы всего на объекте БС1°° числится 877 скважин, в том числе добывающих - 646 (73,7 %), нагнетательных - 226 (25,7 %), наблюдательных - 5 (0,6 %). Средняя годовая добыча нефти на одну скважину ЭО составляет 2,2 тыс. т, средняя добыча жидкости - 18,6 тыс. т. В эксплуатации на нефть перебывало 597 скважин, средний дебит нефти составил 6,4 т/сут, дебит жидкости - 53,9 т/сут, обводненность - 88,2 %. Залежь пласта БС1°° является на месторождении основным ЭО - 58 % скважин фонда месторождения составляют скважины, работающие на данный ЭО. 54 % скважин (474 скважины являются высокообводненными, эксплуатируются с обводненностью от 50 % до 97 % и более, причем 442 скважины (50 %) работают с обводненностью более 90 %. 38 % скважин фонда (332 скважины) работают с дебитом нефти до 5 т/сут и обводненностью 90 % и более.
Разработка залежи ведется с применением трёхрядной блоковой системы разработки с размещением скважин по равномерной треугольной, с применением очагового и приконтурного заводнения.
3) Изучаемая залежь находится на третьей стадии разработки - стадии снижения уровня добычи продукции, характеризующаяся дальнейшим ростом процента обводненности.
4) Максимальный уровень добычи нефти по объекту в количестве 4212 тыс. т (темп отбора от НИЗ - 5,7 %, обводненность - 50,3 %) был достигнут в 2005 году, а с 2006 года объект находится в стадии снижения добычи.
На дату написания дипломной работы накопленная добыча нефти с начала разработки составила 35 638 тыс. т, жидкости - 95 331 тыс. т. Отбор от НИЗ составил 48 %, обводненность - 88,2 %. КИН - 0,169.
5) В результате анализа эффективности внедрения ОРЗ можно отметить, что такая разработка пластов и объекта носит все признаки метода повышения нефтеотдачи, что подтверждается успешными результатами на примере пласта БС100.
Суммарная дополнительная добыча с применением ОРЗ составила 4 008,6 тонн нефти. Максимальный эффект отмечен в районе скважины №722/19, где прирост прибыли составил 28,5 млн. руб.
6) Ввиду получения положительных технологического и экономического эффектов после внедрения данной технологии, предложено организовать на залежи (блоки 4-5, 6-7) два опытных участка по воздействию на низкопроницаемую слабодренируемую часть разреза пласта БС100 с использованием технологии ОРЗ.
Внедрение системы с ОРЗ по сравнению с системой без ОРЗ позволит прирастить 27829 млн.т нефти, прирост КИН равен 0,128.
Все эти факторы свидетельствуют, что разработка с частично разукрупненным объектом носит все признаки гидродинамического метода ПНП.
В результате проделанной мною работы было установлено, что причиной низкого коэффициента извлечения нефти являются низкопроницаемые пласты и прослои высокопродуктивных обводненных объектов, и внедрение одновременно-раздельной закачки при привлечении транзитных скважин позволит не только подключить ранее не дренируемые низкопроницаемые интервалы, также мы увеличим эффективность использования скважин и скважинного оборудования

Купить