Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
- 352,5 тыс. т нефти, 783,3 тыс. т жидкостивыделение одного объекта разработки: турнейского ярусабурение 4 добывающих скважин в 2007 г. и одного БС в 2008 г.;схема размещения проектных скважин - треугольная, с расстоянием между скважинами 500х500 м;общий фонд - 63 скважины, из них 38 добывающих, 17 нагнетательных, восемь прочих;выполнение геолого-технических мероприятий по оптимизации отборов жидкости из добывающих скважинпродолжение работ по повышению продуктивности скважин методами воздействия на призабойную зону (НСКО, КНН) и по водоизоляции водопритока в скважинах (КОС).2008институт "ТатНИПИнефть"Подсчет запасов нефти, растворенного газа и ТЭО КИН Горного месторождения (протокол ГКЗ РФ № 1730-дсп от 26.09.2008 г.)Переоценка запасов по пластам Т1, Т21, Т22, Т3 и О4, приняты КИНы: Т1-0.597, Т21-0.597, Т22-0.597, Т3-0.597, О4-0.434
В 1990 г. выполнен пересчет запасов нефти и газа по продуктивным пластам Т1 и Т21. Запасы утверждены ГКЗ РФ в 1992 году (протокол № 57дсп от 11.06.1992 г.).
В 1990 г. ЦНИЛ ПО Оренбургнефть, в связи с получением новых данных по результатам бурения скважины 87, уточнивших представления о геологическом строении залежей пластов Т1 т Т21, составлена Технологическая схема разработки Горного нефтяного месторождения (утверждена протоколом № 11 от 6.11.1991 г. ТЭС ПО Оренбургнефть). Основные положения Технологической схемы:
-объединение пластов Т1 и Т21 в один эксплуатационный объект;
бурение 30 скважин, в т.ч. 22 добывающих и 8 нагнетательных по сетке 500х500 м;
бурение скважин на Южном куполе со вскрытием пласта Т21;
применение метода изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП);
перевод под нагнетание скв. 3 и 5; реперфорация пласта Т1 в скважинах 9, 14; в скважин 65 провести дострел до ВНК.
резервный фонд - 5 скважин;
С 1990 по 2007 год были выполнены оперативные пересчеты по пластам Т1 и Т21 и оперативные подсчеты по новым промышленным объектам Т22 и Т3.
В 1999г. ОАО Оренбургнефть выполнен Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ОАО Оренбургнефть на период действия лицензионных соглашений, по результатам которого существенно скорректированы проектные технологические показатели (протокол ЦКР № 2430 от 07.10.1999г.).
Пласты Т3 и Т22 поставлены на баланс согласно оперативных подсчетов запасов (протокола № 467-2005М от 28.03.2005г и №18/282 от 04.05.2006 г. соответственно).
В 2006г. институтом ТатНИПИнефть выполнено Дополнение к технологической схеме разработки Горного месторождения (протокол ТО ЦКР Роснедра № 590 от 13.12.2006г.) в связи со значительным расхождением фактических и проектных показателей на основании оперативных подсчетов запасов нефти. К реализации в ДТСР был рекомендован четвертый вариант разработки со следующими проектными положениями:
-добыча: 2006 г. - 622,2 тыс. т нефти, 1167,0 тыс. т жидкости, 2007 .г - 673,1 тыс. т нефти, 1600,1 тыс. т жидкости, 2008 г. - 654,4 тыс. т нефти, 1927,5 тыс. т жидкости;
совместная разработка продуктивных пластов турнейского яруса одной сеткой скважин;
сетка скважин 500х500 м;
фонд скважин за весь срок разработки - 61;
бурение пяти добывающих скважин (две в 2006 г., три в 2007 г.) и одного БС (в 2008 г.);
В 2007 г. институтом ТатНИПИнефть был выполнен и утвержден ЦКР Авторский надзор за реализацией Дополнения к технологической схеме разработки Горного месторождения (протокол ЦКР Роснедра по РТ № 706 от 11.12.2007 г.), в котором были скорректированы прогнозные уровни добычи нефти по месторождению. По этому документу в настоящее время ведется разработка месторождения.
Основные положения и технологические показатели на период 2007-2009 гг.:
-добыча: 2007 г. - 498,1 тыс. т нефти, 1010,3 тыс. т жидкости, 2008 .г - 430,6 тыс. т нефти, 904,6 тыс. т жидкости, 2009 г. - 352,5 тыс. т нефти, 783,3 тыс. т жидкости (допустимое отклонение фактических показателей разработки от проектных 20 %);
выделение одного объекта разработки - турнейского яруса;
бурение 4 добывающих скважин в 2007 г. и одного БС в 2008 г.;
схема размещения проектных скважин - треугольная, с расстоянием между скважинами 500х500 м;
общий фонд - 63 скважины, из них 38 добывающих, 17 нагнетательных, восемь прочих;
выполнение геолого-технических мероприятий по оптимизации отборов жидкости из добывающих скважин;
продолжение работ по повышению продуктивности скважин методами воздействия на призабойную зону (НСКО, КНН) и по водоизоляции водопритока в скважинах (КОС).
За время разведки (1974-1977 г.г.) и эксплуатации (с 1976 г.) промышленная продуктивность установлена в интервалах пластов Т1, Т21, Т22 и Т3 турнейского возраста. В настоящее время месторождение находится в стадии активной разработки.
По состоянию на 01.01.2009 года из продуктивных пластов Т1, Т21, Т22 и Т3,суммарно добыто: 5 773,4 тыс. т нефти, 189,5 млн. м3 растворенного газа.
В 2008 г. выполнен новый Подсчет запасов нефти, растворенного газа и ТЭО КИН Горного месторождения (протокол № 1730-дсп от 26.09.2008 г.) [16]. Отчет выполнен в лаборатории промысловой геологии отдела РИТ и МПС института ТатНИПИнефть ОАО Татнефть. В его основу легли все данные, вновь полученные в результате: результаты сейсморазведки, бурения и опробования новых скважин, анализа керна и исследования нефти, комплекс проведенных геофизических и гидродинамических исследований скважин. Было уточнено положение границ ранее выявленных залежей нефти.
2.2 Пласт Т3
Пласт введен в разработку в мае 2004 года скважиной 95. По состоянию на 01.01.2009 г. накопленная добыча нефти составила 442,8 тыс. тонн, жидкости -