Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
хней части известняков турнейского яруса (C1t), а именно в кизеловском продуктивном горизонте (C1ksl). Пласты кизеловского горизонта представлены пористыми известняками, толщиной около 6 метров. В продуктивной пачке установлено шестнадцать залежей нефти. Основная залежь имеет размер 308км при высоте пласта 45м. Нефтенасыщенная толщина 9 метров, ВНК 971982м. Рядом расположена вторая залежь 83,5км высотой 15,5м. Средняя проницаемость 0,217 мкм2. Начальное пластовое давление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.
Объекты разработки продуктивных пластов Туймазинского месторождения характеризуются неоднородностью. Неоднородность проявляется в непостоянстве их толщины, в раiленении их на слои и прослои и слиянии друг с другом, литолого-фациальным замещением и выклиниванием их в пределах иногда небольших по площади участков. Структурные и текстурные особенности пород также являются непостоянными. Они проявляются в изменчивости коллекторских свойств пород пористости и проницаемости.
Для количественной оценки неоднородности пластов применяются следующие параметры и коэффициенты: средняя толщина пород-коллекторов hср, коэффициент раiлененности kр, коэффициент выдержанности пород-коллекторов по площади kвп, коэффициент пеiанистости kп, коэффициент связанности kсв, коэффициент однородности kо и коэффициент отсортированности Sо. Данные по коэффициентам неоднородности пластов девонских отложений Туймазинского месторождения представлены в таблице 1.
Таблица 1. Характеристика продуктивных пластов по осредненным значениям
ПоказателиОбъектыD?VD???D??D?D3fmC1tC1bbГлубина залегания, м1680164016301600135011201100Тип залежисводсводсводсводрифсводструкт. литолТип коллекторапеiпеiпеiпеi.карбонкарбонпеi.Средняя толщина пеiаников, м--16,110,4---Нефтенасыщенная толщина пласта, м2,72,09,95,8-3,52,5Пористость, 19222231022,5Проницаемость, мкм2--0,4110,522-0,0240,676Нефтенасыщенность, доли ед.0,800,830,880,890,630,720,835Коэффициент пеiанистости--0,940,82---Коэффициент раiлененности--1,51,9--1,5Коэффициент выдержанности--0,980,99---Коэффициент связанности--0,460,2---Коэффициент однородности--4,212,4---Коэффициент отсортированности--2,44,2---Начальное пластовое давление, МПа18,117,717,217,214,012,512,5Начальная пластовая температура, оС30-3030-2018 -20
1.4 Начальные и текущие за распределение по продуктивным объектам, млн. т
ЗапасыОбъектD?VD???D??D?D3fmC1tC1bbБалансовые:
в нефтяной зоне
в водонефтяной зоне2,5
-
2,52,1
-
2,1119,7
57,6
62,1397,2
288,6
108,66,8
6,8
-46,6
25,1
21,5103,9
82,5
21,4Извлекаемые:
в нефтяной зоне
в водонефтяной зоне0,8
-
0,80,7
-
0,763,4
37,1
26,3239,8
192,9
46,92,0
2,0
-6,0
3,0
3,034,3
28,1
6,2Проектный коэффициент извлечения нефти, доли ед.0,4220,4010,5230,6080,3150,1510,363
Самым крупным по величине запасов является пласт D?, начальные извлекаемые запасы по которому составляют 68,3% от запасов всего месторождения. В продуктивном пласте D?? сконцентрировано около 18% начальных извлекаемых запасов, 11% запасов приурочено к терригенной толще нижнего карбона.
С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 324,569 млн. т нефти или 92,3% от извлекаемых запасов.
Остаточные извлекаемые запасы по Туймазинскому месторождению составляют 38,04 млн. тонн. При существующих темпах отбора запасов (1,4%) и годовом уровне добычи нефти в пределах 540 545 тыс. тонн достижение проектного коэффициента извлечения нефти возможно через 69 лет.
Остаточные запасы нефти в продуктивных объектах Туймазинского месторождения сосредоточены:
в застойных зонах однородных пластов 19%;
в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин 16%;
в виде пленочной нефти 30%;
вблизи зон замещения коллекторов (непроницаемые экраны) 8%.
В таблице 3 показана структура и распределение остаточных запасов по продуктивным пластам.
Остаточные запасы определены по значениям начальных балансовых и извлекаемых запасов и значениям суммарных отборов по этим запасам на 01.01.2004 года (таблица 9).
Таблица 3. Остаточные запасы нефти по продуктивным объектам на 01.01.2004 года, млн. т
Запасы нефтиОбъектD?D??ДевонC1tC1bbD3fmБалансовые166,0360,81229,9843,1173,046,58Извлекаемые10,323,7214,621,136,471,78Коэф. извлечения нефти, ,7049,2055,907,5129,73,29
Как видно, на Туймазинском месторождении остаточные запасы нефти значительны. Поэтому с целью их доизвлечения и интенсификации добычи нефти на месторождении требуется проведение мероприятий по совершенствованию системы разработки продуктивных объектов, особенно на объектах с низкими значениями текущих коэффициентов нефтеотдачи и уровней добычи нефти, но имеющих значительные запасы нефти. Традиционные методы разработки объектов Туймазинского месторождения на поздних стадиях и существующая на текущий момент плотность сетки скважин не обеспечивают полноты выработки запасов из тупиковых участков, застойных зон, линз и полулинз. Это особенно актуально при разработке широких водонефтяных зон девонских пластов, которые изначально разрабатывались с применением более редкой сетки скважин по сравнению iисто нефтяной зоной, что на практике показало свою ошибочность, в результате чего в этих зонах
Copyright © 2008-2014 studsell.com рубрикатор по предметам рубрикатор по типам работ пользовательское соглашение