АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ И ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ ЗАПВОДНЕНИЯ НА ТУКМАЧЕВСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация

АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
И ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ ЗАПВОДНЕНИЯ
НА ТУКМАЧЕВСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Дипломный проект содержит _____ страниц текста, _____ рисунков и ____ таблиц. Список использованных источников включает _____ пунктов.
Тема дипломного проекта «Анализ текущего состояния разработки и обоснование выбора заводнения на Тукмачевском нефтяном месторождении».
В работе по теме проекта был проведен литературный и патентный обзор. В качестве системы заводнения была принята избирательная. В работе произведен расчет технологических показателей, а также выполнена и экономическая оценка предложенного технического решения. Проектируемые технико-экономические результаты подтверждают эффективность предложенного технического решения.
Доклад по теме дипломного проекта «Анализ текущего состояния разработки и обоснование выбора заводнения на Тукмачевском месторождении».
Тукмачевское месторождение нефти открыто в 1978 г. по результатам, структурного бурения, (в пределах Чекеровского заказника) Удмуртской Республики, в 37 км к северо-востоку от г. Ижевска. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной локальной структуре
Промышленно-нефтеносными на месторождении являются отложения верейского горизонта (пласт В-II) среднего карбона и терригенные отложения тиманского (кыновского) горизонта (пласты D-0a, D-0б, D-0') верхнего девона (плакат 1).
Продуктивный пласт В-II залегает в нижней части верейских отложений, прослеживается по всей площади, сложен известняками фораминиферовыми, детритово-фораминиферовыми, водорослево-фораминиферовыми и известняково-раковинными песчаниками, вмещающие породы представлены аргиллитами известковистыми и плотными разностями органогенных известняков.
Пласты D-0a, D-0б залегают в средней части терригенных отложений тиманского горизонта, сложены песчаниками, реже алевролитами и аргиллитами, прослеживаются по всей площади.
Пласт В-II. Средние значения коэффициентов пористости пласта по районам скважин изменяются по лабораторным исследованиям керна от 0,168 до 0,173; по ГИС – от 0,17 до 0,189. Коэффициенты нефтенасыщенности пласта по районам скважин изменяются по ГИС от 0,62 до 0,72; по лабораторным исследованиям керна коэффициенты остаточной водонасыщенности изменяются от 0,2 до 0,24. Средние значения проницаемости по районам скважин изменяются по лабораторным исследованиям керна от 0,058 до 0,244 мкм2; по ГДИС – составляет 0,114 мкм2.
Пласт D-0а. Средние значения коэффициентов пористости пласта по районам скважин изменяются по лабораторным исследованиям керна от 0,132 до 0,185; по ГИС – от 0,161 до 0,183. Коэффициенты нефтенасыщенности пласта по районам скважин изменяются по ГИС от 0,67 до 0,77; по лабораторным исследованиям керна коэффициент остаточной водонасыщенности составляет 0,132 (р-н скв.680). Средние значения проницаемости пласта по районам скважин изменяются по лабораторным исследованиям керна от 0,113 до 0,258 мкм2; по ГДИС при совместном испытании с пластом D-0 б - от 0,031 до 0,063 мкм2.
Пласт D-0б. Средние значения коэффициентов пористости пласта по районам скважин изменяются по лабораторным исследованиям керна от 0,14 до 0,174; по ГИС – от 0,136 до 0,158. Коэффициенты нефтенасыщенности пласта по районам скважин изменяются по ГИС от 0,65 до 0,74; по лабораторным исследованиям керна коэффициент остаточной водонасыщенности составляет 0,086 (р-н скв.680). Средние значения проницаемости пласта по районам скважин изменяются по лабораторным исследованиям керна от 0,174 до 0,274 мкм2; по ГДИС при совместном испытании с пластом D-0а - от 0,031 до 0,063 мкм2. Геолого-физическая характеристика продуктивных отложений представлена на плакате 2.
В 2006году произведен пересчет запасов в результате уточнено геологическое строение. На 01.01 2006 года на Государственном балансе запасов полезных ископаемых числятся остаточные запасы нефти в количестве 1961 тыс.т геологических, 621 тыс.т извлекаемых по категории С1. извлекаемые запасы составили 670 тыс.т. против ранее утвержденных 11011 тыс.т геологических, 4258 тыс.т извлекаемых по категории С1(плакат 3).
Накопленная добыча нефти на 01.01.06 г. по девонскому объекту составила 49 тыс.т. разработка верейского объекта не ведется.
Месторождение разрабатывается с 2001 года, разработка производится в соответствии с «Проектом пробной эксплуатации с опережающим бурением кыновской залежи». В соответствии с которой на месторождении выделено два объекта разработки – кыновский (первоочередной), верейский (возвратный). Разрабатывается по квадратной сетке с расстоянием межу скважинами 500x500, действующий фонд скважин составляет 4, средний дебит по скважинам на момент оценки по нефти 4,2 т/сут., по жидкости -16,2 т/сут., обводненность 74 %.
Добыча нефти ведется механизированным способом. Забойное давление по добывающим скважинам в диапазоне среднем изменяется от 5,1 до 10,6 мПа, Пластовое давление в среднем 17,1 МПа, что ниже от начального на ≈ 21%.
Из проведенного анализа фактических и проектных показателей разработки видно, что обводненность добывающей продукции на 100% выше проектной, средние дебиты скважин как по нефти, так и по жидкости несколько отстают от проектных 5,6 т/сут. и 19,9 т/сут., при проектных 12,6 т и 17,08 т/сут.
Состояние разработки можно признать удовлетворительным, однако текущее состояние разработки нуждается в корректировке так как при анализе текущего состояния разработки выявлено невысокая эффективность работы действующего фонда эксплуатационных скважин и снижение давления на отдельных участках месторождения.
После пересчета запасов и уточнения геологического строения на основе геолого-физичесчких исследований с применением технологии 3D, получили данные, что продуктивные отложения верейский и кыновский имеют участки замещения, поэтому пласт в результате по простиранию имеет не сплошную структуру, как это предполагалось ранее, а расчлененную на отдельные блоки, сплошность пласта нарушается по простиранию (плакат 4).
В сложившихся условиях после глубокого изучения геологических материалов, состояния разработки, материалов по исследованию скважин, основными проектными решениями к данной работе предлагаются:
- ввести в разработку верейский объект разработки, со следующим размещением скважин (плакат 5)
- в целях поддержания падения пластового давления применить избирательную систему заводнения, которая позволяет нам снизить падение по пластовому давлению и более эффективно разрабатывать месторождение.
Для обоснования и выбора технологического решения в работе был произведен литературный и патентный обзор технических решений. Некоторые технические решения были использованы в работе. Прогнозируемые расчеты показали, что за счет внедрения предлагаемого технического решения прирост добычи нефти составил 283,77 тыс.т. (плакат 6)
В работе также была произведена экономическая оценка предлагаемого технического решения.
Экономическая оценка проекта показала, что за счет предлагаемого технического решения прибыль от реализации составила 176,02 млн. руб., дисконтированный поток наличности 109,79 млн.руб., индекс доходности 1,38 д.ед., срок окупаемости 1 год (плакат 7)

Продуктивными отложениями Тукмачевского нефтяного месторождения являются: верейский, кыновский.
Продуктивные пласты относятся к карбонатным коллекторам, представлены песчаниками, доломитами, известняками.
Оценка коллекторских свойств продуктивных отложений производится на основе лабораторных исследований керна и на основе геофизических исследований. Так средняя проницаемость по объектам изменяется в диапазоне 0,068-0,178 мкм2, пористость в диапазоне 16,6-17,6 %. Нефти вязкие, в пластовых условиях вязкость нефти составляет 18 мПа с
Пласты также характеризуются неоднородностью по строению, отмечено наличие подошвенных вод.
В 2006году произведен пересчет запасов в результате уточнено геологическое строение. На 01.01 2006 года извлекаемые запасы составили 670 тыс.т. против ранее утвержденных 4258 тыс.т..
Месторождение относится к месторождению с трудноизвлекаемыми запасами.
Месторождение разрабатывается с 2001 года, разработка производится в соответствии с «Проектом пробной эксплуатации с опережающим бурением кыновской залежи». Разрабатывается по квадратной сетке с расстоянием межу скважинами 500x500, действующий фонд скважин составляет 4, средний дебит по скважинам на момент оценки по нефти 4,2 т/сут., по жидкости -16,2 т/сут., обводненность 74 %. Давление в среднем снизилось на 21% с начала разработки.
Из анализа текущего состояния разработки следует отставание проектных показателей с фактическими показателями.
В целом состояние разработки можно признать удовлетворительным, однако текущее состояние разработки нуждается в корректировке. При анализе текущего состояния разработки выявлено невысокая эффективность работы действующего фонда эксплуатационных скважин и снижение давления на отдельных участках месторождения.
По результатам исследований проведенных на основе новой геологической модели была уточнена геологическая структура месторождения. Продуктивные отложения верейский и кыновский имеют участки замещения, поэтому пласт в результате по простиранию имеет не сплошную структуру, как это предполагалось ранее, а расчлененную на отдельные блоки, сплошность пласта нарушается по простиранию.
В связи с этим основным проектным решением стало применение избирательной системы заводнения, которая позволяет нам снизить падение по пластовому давлению и более эффективно разрабатывать месторождение. Для обоснования и выбора технологического решения в работе был произведен литературный и патентный обзор технических решений. Некоторые технические решения были использованы в работе. Обоснованием при проектировании избирательной системы заводнения послужили геологические материалы. Проектирование производилось на основании гидродинамической модели. Прогнозируемые расчеты показали, что за счет внедрения предлагаемого технического решения прирост добычи нефти составил 283,77 тыс.т.
В работе также была произведена экономическая оценка предлагаемого технического решения.
Экономическая оценка проекта показала, что за счет предлагаемого технического решения прибыль от реализации составила 176,02 млн. руб., дисконтированный поток наличности 109,79 млн.руб., индекс доходности 1,38 д.ед., срок окупаемости 1 год