Зеленогорская площадь
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?тки
Нефтяные залежи терригенных отложений девона Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения разрабатываются с 1957 года.
С начала разработки с терригенных отложений девона отобрано 79,837 млн. тонн нефти, что составляет 74,66% от НИЗ.
В целом по Д0 и Д1 динамика основных показателей разработки за 2007, 2008, 2009 года представлена в табл. 4.1.
Характеристика показателей разработки пластов Д0 и Д1 Зеленогорской площади
ГодДобыча нефти, тыс. тГодовая добыча жидкости, тыс. тОбвод, %Закачка рабочих агентов, тыс. м3годоваянакопленная20071212571678,8592919189020081117568780,4623419812420091003551981,85885204009
Средние пластовые и забойные давления Зеленогорской площади
ГодыСредние пластовые и забойные давления, МпаIIIIIIVпо площадиРзабРплРзабРплРзабРплРзабРпл12345678920048,0714,048,0914,027,9813,798,0413,8620058,4715,299,0315,248,0913,708,4014,4720069,5415,1910,1215,689,8214,849,8015,1020079,7814,649,1214,4410,3114,699,8714,60200811,2214,529,8214,8610,0814,7610,3214,64200910,5414,629,9814,999,8114,8810,0514,65Среднее9,4614,729,3614,879,3614,449,4114,55
3.3 Характеристика фонда скважин и текущих дебитов
нефтяной месторождение геологический скважина
Характеристика фонда скважин на 01.01.2009 г. по площадям, разрабатываемым НГДУ Азнакаевскнефть приведена в табл. 4.3. Добывающий фонд составляет 2796 скважин, 68% из них эксплуатируются при помощи УШГН. Действующий добывающий фонд механизирован: 829 скважин оборудованы ЭЦН, 1743-СКН. Среднесуточный дебит нефти одной добывающей скважины составляет 5,3 т/сут; по скважинам, работающим с ЭЦН - 9,0 т/сут., с СКН - 3,0 т/сут. Средний дебит по жидкости равен соответственно 42,4; 100,7 и 6,7 т/сут. Все скважины действующего фонда дают обводненную продукцию.
Кроме того, на площадях 1224 скважины ликвидировали, включая 808 ликвидированных после эксплуатации и 275 нагнетательных, а 73 добывающие находятся в ожидании ликвидации (1,79% от всего пробуренного фонда). Большая группа скважин (51) ликвидирована по гидрогеологическим причинам, в основном, из-за отсутствия коллектора, кроме того существует экологические причины ликвидации.
Контроль за состоянием пластового давления осуществляется 388 контрольными и 361 пьезометрическими скважинами. Как правило, в эту категорию они переводились при достижении предельной обводненности (98% и более).
Конструкция скважин выбирается с учетом геолого-геоморфологической и гидрогеологической характеристики месторождения, надежной изоляции бассейна пресных вод, перекрытия интервалов неустойчивых отложений и возможности эффективной разработки залежей нефти. На Ромашкинском месторождении принята следующая конструкция скважин:
. Колонна (направление) диаметром 426 мм спускается на глубину 50 м для предупреждения размыва устья скважины и крепления рыхлых песчано-глинистых отложений четвертичного возраста. Высота подъема цемента за колонной до устья.
. Колонна (промежуточный кондуктор) диаметром 328,9 мм спускается на глубину 150 м и предназначена для надежной изоляции бассейна пресных питьевых вод и крепления неустойчивых отложений уфимского и казанского ярусов. Подъем цементного раствора за колонной до устья.
. Колонна (кондуктор) диаметром 244,5 мм спускается на глубину 350 м и цементируется до устья.
. Эксплуатационная колонна 168,3 мм или 146,1 мм спускается до забоя скважин и цементируется до устья. В горизонтальных скважинах эксплуатационная колонна спускается до кровли продуктивного пласта. Ствол скважины в продуктивной части разреза остается открытым. На участках месторождений с хорошей геологической изученностью конструкция с открытым забоем может быть рекомендована и для наклонно-направленных скважин. Конструкции с открытым забоем позволят повысить продуктивность скважин за счет более совершенного вскрытия и устранения возможности загрязнения коллекторов промывочными жидкостями и цементным раствором.
3.4 Расчет технологических показателей разработки
Расчет технологических показателей разработки произведен согласно эмпирической методике, разработанной институтом ТатНИПИнефть.
Подготовка исходных геолого-физических данных: определение зональной неоднородности пласта (U ?);
где n - общее число замеров продуктивности (дебита) скважин; Кi - продуктивность (дебит), соответствующая i-му замеру.
Подставляем полученные значения в первоначальную формулу и определим зональную неоднородность пласта:
Расчет показателей разработки для условий залежи, характеризующейся геолого-физическими параметрами, приведенными в табл. 4.4.
. Рассматриваем вариант разработки при равномерной квадратной сетке скважин с расстоянием между ними 500 м (сетка скважин 500*500 м). Зная площадь нефтеносности и плотность сетки (25*104м2/скв), находим общее число нагнетательных и добывающих скважин:
. Определим соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита:
где ? - показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности);
? - коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условия;
В результате получим:
Исходя из аналитических расчетов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин m = 1,2* m, т.е. полученное выше значение