Анализ разработки пласта В1 Графского месторождения

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра «Геологии и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

«Анализ разработки пласта В₁ Графского месторождения»

Выполнил: студент 5-НТФ-3

Пономарев Д.А.

Проверила: преподаватель

 Головина Ю.А.

САМАРА, 2003

РЕФЕРАТ

          Курсовой проект содержит:

40 стр., 6 рис., 13 табл., 12 использованных источников.

НЕФТЕОТДАЧА (0,348), БАЛАНСОВЫЕ И ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ (3196т.т., 1112т.т.), ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ (23,2МПа), ЗАЛЕЖЬ, ПРОНИЦАЕМОСТЬ (0,0455мкм²), УПРУГОВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ, ВЯЗКОСТЬ (18,4мПа с)

          В данном проекте рассмотрен в полном объеме геолого-промысловый материал, выполнены расчеты по определению начальных и остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа.

          Произведен анализ разработки пласта по стадиям и на текущую дату.

Построена карта остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин.

Выполнен расчет  коэффициента нефтеотдачи.

          Произведено описание существующих методов повышения нефтеотдачи пластов. Сделаны выводы и даны рекомендации по дальнейшей разработке анализируемого пласта.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение …………………………………………………………………………..3

1.  Геологическая часть …………………………………………………………..4

1.  1.1. Общие сведения о месторождении    ……………………………………4

1.2. Стратиграфия   ……………………………………………………………6

1.3. Тектоника …………………………………………………………………8

1.4. Нефтегазоносность ………………...……………………………………10

1.5. Коллекторские свойства пласта ………………………………...……...12

1.6. Физико-химические свойства нефти, газа и воды ………………...….14

1.7. Обоснование коэффициента нефтеизвлечения …………………….....17

1.8. Подсчет запасов нефти и газа ……………………………………...…..21

2.  Технологическая часть ……………………………………………………...23

1.1.  Анализ разработки пласта В₁ …………………………………………..23

1.2.  Сопоставление проектных и фактических показателей                  

       разработки пласта В₁ ……………………………………………………28

1.3.  Определение коэффициента нефтеотдачи в промытой зоне пласта ...31

3.  Методы повышения нефтеотдачи ………………………………………….35

Заключение ……………………………………………………………………..37

Список литературы …………………………………………………………….39

Приложение …………………………………………………………………….40

ВВЕДЕНИЕ

          В практике анализа эффективности разработки особой группой выделяют объекты с низкопроницаемыми коллекторами (НПК). Это обусловлено низкой технологической эффективностью их разработки имеющимися в отрасли техникой и технологиями. Низкая экономическая эффективность разработки объектов с НПК определяется тем, что требуются более плотные сетки скважин (а значит, и большие капиталовложения). Именно поэтому запасы нефти в НПК относят к категории трудноизвлекаемых.

          Разработка НПК осуществляется, как правило, с применением заводнения, эффективность которого в НПК не отвечает современным требованиям. Для повышения эффективности выработки запасов нефти применяют гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных скважин, различные виды обработок призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин.

          Месторождения с НПК расположены по всей территории Российской Федерации. Состояние сырьевой базы заставляет нефтедобывающие предприятия вводить в разработки объекты с НПК, хотя освоение этих запасов недостаточно эффективно – значения проектного коэффициента нефтеизвлечения изменяются от 0,105 (по объектам ПО «Краснодарнефтегаз») до 0,377 (по объектам ПО «Оренбургнефть»).

          Повышение эффективности разработки объектов с НПК на современном этапе развития страны приобретает все большее значение. Проблема увеличения добычи нефти связана, в первую очередь, с созданием эффективных технологий разработки залежей с НПК, доля которых в структуре разрабатываемых объектов растет и составляет более 25%. Запасы нефти в НПК оцениваются в несколько миллиардов тонн, а коэффициент нефтеотдачи при традиционных системах разработки существенно ниже среднеотраслевого. На ближайшие годы из месторождений с НПК планируется обеспечить 25 – 40% отраслевой добычи нефти, поэтому задача освоения трудноизвлекаемых запасов нефти в НПК является жизненно важной проблемой федерального уровня

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1. Общие сведения о месторождении

          В административном отношении Графское месторождение располо­жено на границе Красногвардейского и Матвеевского районов Оренбургской области. В 20 км на восток – юго-восток расположено разрабатываемое Иб­ряевское нефтяное месторождение. На запад – северо-запад в 50-60 км нахо­дится Тарханское месторождение. В северном направлении в 65 км располо­жена железнодорожная станция Абдулино. В западном, в 85-90 км – г. Бугу­руслан, в котором находится основная материально-техническая база обслу­живания нефтяного района: НГДУ «Бугурусланнефть».

          Наиболее крупные населенные пункты расположены вдоль реки Умирка: Староникольское, Никольское, Натальино, Ново-Жедрино. В непо­средственной близости находятся поселки Гремучий, Интернациональный, Александровка и др.  Все они связаны между собой грунтовыми проселоч­ными дорогами, труднопроходимыми в период бездорожья.