Методика расчета коэффициента нефтеизвлечения Задоно-Елецкой залежи Ново-Давыдовского месторождения

метки: Нефть, Елецкий, Давыдовский, Месторождение, Залежь, Отложение, Приток, Оценка

Введение

Данная курсовая работа была выполнена исходя из выданного задания.

Целью и задачей курсовой работы было необходимость изучения методики расчета коэффициента нефтеизвлечения Задоно-Елецкой залежи Ново-Давыдовского месторождения.

В качестве фактического материала был выдан отчет по преддипломной практике «Технико-экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения Задонско-Елецкой залежи, Ново-Давыдовского месторождения к окончательному подсчету запасов нефти».

В отчете дано технико-экономическое обоснование коэффициентов нефтеизвлечения по Ново-Давыдовскому нефтяному месторождению, завершенному детальной разведкой и введенному в пробную эксплуатацию.

Основной задачей курсовой работы стало изучение методики коэффициента нефтеизвлечения различными методами при разных режимах эксплуатации Ново-Давыдовского нефтяного месторождения.

По состоянию на 01.04.2001 г. по Ново-Давыдовскому месторождению в целом накоплен обширный геолого-промысловый материал для объективной оценки его добывных возможностей. Важнейший показатель этих возможностей — коэффициент нефтеизвлечения (КИН) по задонско-елецкой залежи — определен на основании всесторонних комплексных исследований при повариантных технико-экономических расчетах. Коэффициент нефтеизвлечения по месторождению оценен в 0,361ед. на режиме эффективного заводнения.

Впервые в практике оценки промышленных кондиций нефтяных месторождений использована разработанная авторами математическая модель.

Ново-Давыдовское нефтяное месторождение расположено в центральной части Речицко-Вишанской зоны поднятий — главной зоны нефтенакоплений Припятского прогиба. С севера, запада и юга оно граничит с Мармовичским месторождением нефти, а с востока — с Давыдовским месторождением.

В административном отношении Ново-Давыдовское нефтяное месторождение расположено в Светлогорском районе Гомельской области Республики Беларусь, в километрах юго-западнее города Светлогорска, в километрах севернее г. Мозыря и в километрах северо-западнее от областного центра — г. Гомеля (рис. 1).

По физико-географическим условиям местности рассматриваемая территория относится к Полесской низменности и представляет собой слабо всхолмленную заболоченную равнину, значительная часть которой покрыта хвойными и лиственными лесами с абсолютными отметками рельефа +110…+140 м. Гидрографическая сеть представлена мелководной рекой Ипой — левым притоком реки Припять и гидромелиоративными каналами.

, проходившей в НГДУ «Азнакаевскнефть» «Разработка и эксплуатация ...

... параметры пласта............................................................................ 15 1.2.3 физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов................... 18 1.2.4 данные об условных запасах нефти, газа и конденсата по месторождению 21 1.3.Анализ текущего состояния разработки.............................................................. 25 1.3.1 характеристика ...

Наиболее крупными населенными пунктами района являются города: Гомель, Речица, Мозырь, Калинковичи, Светлогорск, где сосредоточено большое количество различных промышленных предприятий. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются городские поселки Озаричи, Сосновый Бор, Октябрьский и другие. Города и крупные населенные пункты связаны между собой шоссейными дорогами. В непосредственной близости от месторождения проходит асфальтированная дорога Калинковичи-Озаричи-Паричи. Железная дорога соединяет города Калинковичи-Светлогорск с ближайшей к месторождению железнодорожной станцией Сосновый Бор (рис. 1).

Месторождение находится в центре построенных систем нефтегазодобычи.

Ново-Давыдовская структура выявлена по межсолевым отложениям в 1987 году в результате проведения тематических исследований партией по подсчету запасов нефти треста «Белнефтегазразведка» (авт. Л.М. Ланкуть).

В поисковое бурение введена в 1994 году и в этом же году скважиной 107, расположенной в восточной части структуры, открыто Ново-Давыдовское месторождение с нефтяной залежью в задонско-елецких отложениях. В 1995 году скважиной 110 доказана промышленная нефтеносность подсолевых (воронежских) отложений, а в 1996 году в скважине 111 получены промышленные притоки нефти из нижней части задонского горизонта (задонская залежь).

Всего за 1994-2000 г.г. на площади пробурено девять поисково-разведочных скважин (скважины 107, 110, 111, 112, 114, 115, 116, 119 и 122).

Все скважины, за исключением 115, 116 и 122, оказались продуктивными по задонско-елецкой залежи, а скважины 111 и 110 — соответственно по задонскому и воронежскому горизонтам. В скважине 115 при опробовании ИП задонско-елецких отложений в процессе бурения притоков нефти не получено (под ЗПК — разгазированный раствор), однако при комплексном изучении в разрезе скважины выделены нефтенасыщенные пласты-коллекторы. Скважина 116, заложенная в восточной части площади, оказалась пробуренной в зоне оперяющего разлома, и из петриковских отложений основной части Ново-Давыдовской структуры вошла в законтурную часть елецких отложений нового восточного блока, что способствовало наиболее достоверному трассированию восточного ограничения основной части Ново-Давыдовского месторождения. Скважина 122 оказалась пробуренной в законтурной части восточного блока структуры. Стоимость геологоразведочных работ составила 4,920 млн. руб.

Сведения о состоянии скважин на 01.04.2001 г. приведены в таблице 1.

В процессе проведения поисково-разведочных работ в 1996-2000 г.г. производились оперативные подсчеты запасов нефти и растворенного газа. Последний такой подсчет произведен в 2001 году, в результате которого утверждены следующие начальные запасы нефти и растворенного газа задонско-елецкой залежи Ново-Давыдовского месторождения по категории С1 по состоянию на 01.01.2001 г. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,36:

Нефть и способы её переработки

... и трубах при подогреве нефти часть механических примесей оседает на дне и стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность оборудования, а при отложении осадка на ... годы во многих странах мира ведутся исследования с целью переработки нефти и нефтепродуктов при помощи микроорганизмов в белки, которые могут быть использованы как корм для скота. Экономика ...

нефть: балансовые — 4810 тыс.т; извлекаемые — 1732 тыс.т;

нефть: балансовые — 4810 тыс.т; извлекаемые — 1732 тыс.т;

В основу исследований по обоснованию КИН к окончательному подсчету запасов положен вариант геологического строения Ново-Давыдовского месторождения. В расчетах использованы величины геологических запасов нефти по Ново-Давыдовскому месторождению и параметров, обоснованные группой подсчета запасов нефти КОМП ПО «Белгеология».

Таблица 2

Состояние скважин Ново-Давыдовского нефтяного месторождения

№№ п/п№№ скв.Категория скважиныДата буренияГлубинаГоризонт забояСостояние на 01.04.2001 г.НачалоОкончание123456781107поисковая29.01.9420.07.943073саргаевскийПередана ПО «Белорус-нефть»2110—//—25.08.9420.04.953173ланскийВ пробной эксплуатации3111разведочная23.09.9512.06.963105саргаевский—//—4112—//—31.07.9611.03.973088семилукский—//—5114—//—21.06.9711.03.982901евлановско-ливенский—//—6115—//—28.02.9925.07.992952нижне-евлановскийЛиквидирована по I категории7116—//—12.20.9908.03.003108семилукский—//—8119—//—27.07.9929.01.003055евлановско-ливенскийПередана ПО «Белорус-нефть»9122—//—14.03.0011.06.002840евлановско-ливенскийЛиквидирована по I категории

1. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ, 1.1 Характеристика геологического строения

На Ново-Давыдовской площади разрез осадочных образований наиболее полно представлен в скважине 110, пробуренной до глубины 3173 м и остановленной бурением в терригенных отложениях ланского горизонта девона. Скважины 107, 111, 112, 115 и 116 закончены бурением в отложениях подсолевого карбонатного комплекса, а скважины 114 и 119 — в нижнесоленосных отложениях евлановско-ливенского горизонта.

На складчато-блоковом архей-нижнепротерозойском кристаллическом фундаменте, сложенном, в основном, гнейсами, кристаллическими сланцами, грано-диоритами залегают образования осадочного чехла мощностью около 4,0 км. В его составе выделяются (снизу вверх) отложения верхнего протерозоя (рифей, венд), палеозоя (девон, карбон, пермь), мезозоя (триас, юра, мел) и кайнозоя (палеоген, неоген, антропоген).

Характерными особенностями строения осадочного чехла рассматриваемого района является наличие мощных, в основном, терригенных образований верхнего протерозоя, витебско-пярнуско-наровских, старооскольских и ланских отложений, двух карбонатных: подсолевой — саргаевский, семилукский, речицкий, воронежский, евлановский (нижняя часть) горизонты и межсолевой — задонский, елецкий и петриковский горизонты, и двух соленосных толщ девона: нижней — евлановский (верхняя часть), ливенский, домановичский горизонты и верхней — лебедянский, оресский, стрешинский горизонты, а также относительно мощного надсолевого комплекса (полесский горизонт верхнего девона, пермские и мезокайнозойские образования).

О неформальной экономике, или 16 оттенков серого

... 6. НИУ ВШЭ - Нижний Новгород, 2019. Гл. 8. С. 78-85. Статья посвящена анализу целей, задач и методологического аппарата экономики и ... в исследуемой области. Добавлено: 23 января 2020 2012. Переводы классики по разделам экономической науки (ВЕХИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ МЫСЛИ), учебники экономические, справочные ... из двух частей. В часть I вошли темы с 1 по 8. Первые две темы обзорные, они дают представление о ...

Воронежский горизонт — D3vr, к которому на Ново-Давыдовской площади приурочена небольшая залежь нефти, вскрыт пятью скважинами: 107, 110, 111, 112 и 116. Залегают эти отложения без видимого стратиграфического несогласия на сравнительно маломощной карбонатно-глинистой пачке речицкого горизонта, а перекрываются плотными, в основном, глинисто-карбонатными породами евлановского горизонта. Представлены воронежские отложения доломитами, реже известняками и ангидритами.

Доломиты серые и темно-серые, коричневато-серые, кристаллические, мелко- и среднезернистые, массивные, плотные, крепкие, местами трещинно-пористо-кавернозные. По кавернам, порам и микротрещинам — выпоты и примазки темно-коричневой нефти.

Известняки серые и темно-серые, палево-серые до черных, тонко-мелкозернистые, массивные, плотные, участками слабоглинистые, редко трещиноватые и пористо-кавернозные.

Ангидриты светло-серые, массивные, плотные, крепкие, местами доломитосодержащие, глинистые.

Мощность воронежских отложений изменяется от до м.

Межсолевые отложения, с которыми связана основная промышленная нефтеносность на Ново-Давыдовской площади, вскрыты всеми пробуренными скважинами. Залегают они несогласно на карбонатно-сульфатных породах домановичского горизонта или на ливенских соленосных образованиях. На основании фаунистических и литологических исследований они разделяются на три горизонта (снизу вверх): задонский, елецкий и петриковский (граф П. 1).

По литологическим и промыслово-геофизическим данным некоторыми исследователями (Е.К. Корфанти, Л.М. Ланкуть и др.) они разделяются на семь литологических пачек, индексируемых (снизу вверх) как М1, М2, …, М7. При этом пачки М1, М2, …, М5 относятся к задонскому, пачка М6 — к елецкому, а пачка М7 — к петриковскому горизонтам. В последние годы на основании комплексных исследований (В.К. Голубцов, Л.М. Ланкуть и др.) в составе задонско-елецких отложений выделены 6 слоев (снизу вверх): кузьмичевские, тонежские, трамецкие, вишанские, туровские и дроздовские. Первые (нижние) четыре слоя относятся к задонскому горизонту, а остальные два — к елецкому (граф. П. 1).

Ввиду значительной литолого-фациальной изменчивости разреза межсолевых отложений на Ново-Давыдовской площади расчленение их на слои и пачки в отдельных случаях сильно затруднено и зачастую проводится в некоторой степени условно.

Задонский горизонт — D3zd. Нижняя граница горизонта проводится по подошве сульфатно-карбонатной пачки М1, залегающей в основании кузьмичевских слоев, ниже которой в разрезе проявляются различной толщины сульфатно-карбонатные породы домановичского горизонта или пласты ангидритов и каменной соли ливенского возраста.

Отложения задонского горизонта литологически сложены, в основном, доломитами от серых до темно-серых и коричневато-серых, мелкокристаллическими, органогенными, пористо-кавернозными и трещиноватыми, иногда плотными. Трещинно-пористо-кавернозные разности доломитов нефтеводонасыщены.

В средней части горизонта редко встречаются темно-серые, плотные, иногда слоистые аргиллиты (тонежские слои), а в подошвенной части — темно-серые массивные ангидриты.

Специфика нефти и газа

... составных частей экономики России, так как гарантирует энергетическую безопасность страны, обеспечивает поступление самых больших доходов, дает возможность финансировать социальную сферу и оборонный ... этом, добывая нефть, попутно извлекают и углеводороды, находящиеся в газовой фазе (попутные нефтяные газы). А при добыче природного газа попутно извлекаются углеводороды, которые в наземных условиях ...

К отложениям вишанских и трамецких слоев приурочена нижняя часть резервуара задонско-елецкой залежи, а к тонежским — задонская залежь.

Мощность горизонта в скважинах на площади изменяется от 106 до 150 м.

Елецкий горизонт — D3el. Нижняя граница горизонта нечеткая и проводится по появлению в разрезе пластов более плотных глинистых доломитов задонского горизонта. Литологически елецкий горизонт соответствует туровским и дроздовским слоям — основной части нефтяного резервуара задонско-елецкой залежи Ново-Давыдовского месторождения.

Отложения елецкого горизонта представлены, в основном, доломитами и известняками.

В верхней части горизонта — известняки серые, светло-серые и коричневато-серые, от скрытокристаллических до мелкокристаллических, органогенные, в основном, пористые и трещиноватые. Каверны размером от долей миллиметра до 2-5 мм, реже — до 5-10 мм, имеют округлую и щелевидную форму. Открытые трещины соединяют между собой поры выщелачивания и каверны. Пористо-кавернозные разности доломитов нефтенасыщены. Мощность горизонта 43-63 м.

Петриковский горизонт — D3ptr. К отложениям петриковского горизонта относится верхняя часть межсолевой толщи, залегающая с некоторым стратиграфическим несогласием на елецких осадках. Нижняя их граница проводится довольно четко по смене преимущественно известняково-мергельных пород петриковского возраста с высокими значениями естественной радиоактивности по гамма-каротажу на известняки елецкого горизонта с минимальными значениями естественной радиоактивности. Верхняя граница петриковского горизонта проводится в основании последнего пласта ангидритов боричевских слоев или ангидритов и каменной соли ливенского горизонта. Облекание отложений петриковского горизонта сверху ливенскими соленосными осадками объясняется Л.М. Ланкутем явлениями соляного тектогенеза в евлановско-ливенской толще. Известняково-мергельная толща петриковского горизонта является хорошей покрышкой для нефтяного резервуара елецких отложений.

Петриковские отложения на Ново-Давыдовской площади представлены переслаиванием мергелей и известняков. Мергели темно-серые, массивные, иногда слоистые, плотные. Известняки темно-серые и зеленовато-серые, кристаллические, чистые, иногда глинистые, с включениями темно-серого аргиллита и остатков раковин брахиопод. Мощность горизонта 4-32 м.

В тектоническом отношении по поверхности воронежского горизонта в пределах Ново-Давыдовской площади выделяется наклоненный к северу субширотно-вытянутый моноклинальный блок, ограниченный с юга и севера продольными разрывными нарушениями. Этот блок приурочен к головной части Речицко-Вишанской ступени и находится между Мармовичской и Давыдовской подсолевыми структурами. В пределах восточной части Ново-

Давыдовской структуры, по данным сейсморазведки, отмечено два малоамплитудных (20-25 м) поперечных сброса, вследствие чего здесь выделяются три небольших блока, к центральному из которых (район скважины 110) приурочена нефтяная залежь в воронежских отложениях. Этот блок размерами 0,9 х 0,6 км погружается в северном направлении под углом 12°, от абсолютной отметки -2860 м до -3020 м.

Особенности международной торговли нефтью

... нефтяной промышленности в мировой экономике на современном этапе. Исходя из цели работы, были поставлены следующие задачи: проанализировать крупные месторождения нефти, запасы и обеспеченность ... скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти. Цель нефтеразведки - выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к работе промышленных залежей. Нефтеразведка производиться ...

По поверхности резевуара задонско-елецкой залежи (верхняя часть елецкого горизонта) наблюдается, в общем, строение, аналогичное резервуару задонского горизонта (граф. П. 2).

Структура представляет собой субширотно-вытянутый тектонический блок, разделенный поперечным сбросом на два блока: западный и восточный. Поверхность резервуара в пределах восточного блока воздымается в северном направлении от отметок -2700 м на юго-западе до -2530 м — в северо-западной его части. Западный блок структуры воздымается в северном направлении от абсолютной отметки -2680 м на юго-западе до -2520 м — на севере. Размеры структуры 7,7 км х 0,4-0,75 км.

1.2 Нефтеносность

В результате проведенных поисково-разведочных работ на Ново-Давыдовской площади выявлены и разведаны три нефтяные залежи: воронежская, задонская и задонско-елецкая.

Воронежская залежь.
Приурочена к центральному блоку Ново-Давыдовской подсолевой структуры и расположена между Мармовичским и Давыдовским месторождениями с залежами в отложениях подсолевого карбонатного комплекса.

Залежь выявлена скважиной 110, в которой при испытании в колонне в интервале 3034-3063 м (абс. отм. -2891…-2920 м) получен приток нефти дебитом 6,7 м3/сут при Нср.д.=1263 м. При испытании в колонне семилукских отложений в интервале 3076-3086 м (абс. отм. -2938…-2948 м) получен приток пластовой воды с нефтью дебитом 12-13 м3/сут при Нср.д. = 1250 м. Содержание нефти в продукции — 5%. Водонефтяной контакт залежи принят на абсолютной глубине -2920 м, соответствующей отметке подошвы нижнего нефтенасыщенного пласта-коллектора в скважине 110 (глубина 3062,8 м).

Залежь нефти в воронежских отложениях ограничена на юге региональным Речицко-Вишанским сбросом, а с востока и запада — малоамплитудными сбросами, выявленными по данным сейсморазведки. Северная граница залежи проходит по линии внешнего контура нефтеносности, соответствующей изогипсе -2920 м. Размеры залежи 0,9 х 0,2 км, высота залежи — около м.

Получение небольшого притока нефти с водой при испытании семилукских отложений свидетельствует о том, что в районе к югу от скважины 110, в головной части структуры, можно предположить о наличии небольшой залежи нефти в семилукских отложениях с единым с воронежской залежью ВНК.

По типу воронежская залежь Ново-Давыдовского месторождения относится к пластовым тектонически-экранированным.

Задонская залежь.
Приурочена к средней части задонского горизонта (тонежские слои и верхи кузьмичевских слоев).

Выявлена скважиной 111, в которой при испытании в эксплуатационной колонне в интервале 2833-2836 м (абс. отм. -2690…-2693 м) получен фонтанный приток нефти дебитом м3/сут на 2 мм штуцере. При испытании в колонне в интервале 2845-2849 м (абс. отм. -2702…-2706 м) получен приток пластовой воды с нефтью дебитом 4,6 м3/сут при Нср.д. = 1282 м. В продукции отмечено 30% нефти.

Рыночные методы оценки природных ресурсов

... ресурса, ресурс дематериализуется. Это и определяет подходы к методам оценки природных ресурсов. Прямые потребительные стоимости могут оцениваться с помощью любых методов, включая методы рентной оценки. При этом наличие неучтенных компонентов общей экономической ценности ресурса ... проводят анализы и испытания, и результаты оформляют протоколом. Работа по экологической сертификации организуется ...

В скважине 112 при испытании в колонне задонского горизонта в интервале 2866-2872 м (абс. отм. -2720…-2726 м) получен приток нефти с пластовой водой дебитом 1,5 м3/сут при Нср.д.=1237 м. Соотношение нефть-вода 3:1. При испытании в колонне в интервале 2850-2858 м (абс. отм. -2704…-2712 м) получен приток пластовой воды дебитом 1,3 м3/сут при Нср.д.=1299 м.

В скважине 114 при испытании в колонне в интервалах 2853-2861 м (абс. отм. -2710…-2718 м) и 2823-2833 м (абс. отм. -2680…-2690 м) получены притоки воды с пленкой нефти дебитами, соответственно, 2,2 м3/сут при Нср.д. = 1193 м и 8,4 м3/сут при Нср.д. = 1010 м.

В скважине 119 при испытании в колонне в интервале 2949-2957 м (абс. отм. -2706…-2714 м) получен приток воды с нефтью дебитом 3,3 м3/сут при Нср.д.=1123 м. Соотношение нефть-вода 1:2.

Задонская залежь нефти приурочена к наиболее приподнятой северной части Ново-Давыдовской структуры и представляет собой узкую полосу, вытянутую в субширотном направлении вдоль простирания структуры, и примыкающую с юга к зоне размыва межсолевых отложений. С востока и запада она ограничена разрывными нарушениями, проведенными по данным бурения и сейсморазведки. Залежь разделена поперечным сбросом на две части: восточную и западную. По результатам испытания и обработки материалов ГИС, водонефтяной контакт в пределах восточной части залежи отбивается на абсолютной отметке -2703 м, а западной -2680 м. Наиболее приподнятая часть залежи находится на абсолютной отметке -2620 м. Размеры залежи 7,4 х 0,06-0,26 км, вскрытая высота залежи в пределах восточного блока — м, а западного — м. С юга залежь подпирается законтурными водами. Покрышкой резервуара задонской залежи являются плотные глинисто-карбонатные породы (плотные доломиты, глины и аргиллиты) толщиной от 3,2 м до 16,4 м, которые разделяют задонскую и задонско-елецкую залежи.

По типу задонская залежь восточного и западного блоков Ново-Давыдовского месторождения относится к пластовым тектонически и литологически экранированным.

Задонско-елецкая залежь.
Задонско-елецкая залежь является главнейшей среди нефтяных залежей Ново-Давыдовского месторождения и содержит основные его запасы (более 97% от общего количества извлекаемых запасов).

Связана с карбонатными коллекторами (доломитами, известняками) елецкого (дроздовские и туровские слои), а также верхней части задонского горизонта (вишанские и трамецкие слои).

Залежь изучена семью поисково-разведочными скважинами (107, 110, 111, 112, 114, 115 и 119).

В скважине 107 (первооткрывательнице залежи и месторождения в целом) при опробовании ИП в процессе бурения елецких отложений в интервале 2738-2766 м (абс. отм. -2595…-2623 м) получен приток нефти дебитом 9,6 м3/сут при депрессии на пласт 12,15 МПа, а при опробовании задонских отложений в интервале 2768-2827 м (абс. отм. -2627…-2685 м) — приток пластовой воды с нефтью дебитом 14,4 м3/сут при депрессии на пласт 14,15 МПа. При испытании в колонне елецких отложений в интервалах 2774-2779 м (абс. отм. -2632…-2637 м) и 2752-2768 м (абс. отм. -2610…-2626 м) получены притоки нефти дебитами 2,2 м3/сут при Нср.д.=1267 м и 6,8 м3/сут при Нср.д.=1380 м, соответственно. После проведения ГПП произведено испытание единого объекта в интервале 2752-2781 м (абс. отм. -2610…-2632 м) дебит нефти возрос до м3/сут при Нср.д. = 480 м.

Мировые цены на нефть и их влияние на экономику России

... рост мировых цен на нефть, что способствовало улучшению финансового состояния нефтяных компаний и нефтедобывающих организаций. Наметилась и активизация инвестиционной активности в области разработки нефтяных месторождений, что обеспечило сокращение неработающего фонда скважин и ...

В скважине 110 при испытании в колонне елецких отложений в интервале 2737-2754 м (абс. отм. -2594…-2611 м) получен фонтанный приток нефти дебитом м3/сут на 6 мм штуцере.

В скважине 111 при испытании в колонне елецких отложений в интервале 2732-2741 м (абс. отм. -2589…-2598 м) получен фонтанный приток нефти дебитом м3/сут на 6 мм штуцере.

После дострела интервала 2751-2759 м (абс. отм. -2608…-2616 м) при совместном испытании обоих интервалов дебит нефти возрос до м3/сут на 6 мм штуцере.

В скважине 112 при испытании в колонне елецких отложений в интервале 2759-2775 м (абс. отм. -2613…-2629 м) получен фонтанный приток нефти дебитом м3/сут на 6 мм штуцере.

В скважине 114 при испытании в колонне задонских отложений в интервалах 2774-2783 м (абс. отм. -2631…-2640 м) и 2738-2750 м (абс. отм. -2595…-2607 м) получены фонтанные притоки нефти с дебитами, соответственно, 3,7 м3/сут и м3/сут на 4 мм штуцере.

В скважине 119 при испытании в колонне елецких отложений в интервале 2851-2865 м (абс. отм. -2611…-2625 м) приток нефти составил 6 м3/сут на 4 мм штуцере.

В скважине 115 при опробовании ИП в процессе бурения задонско-елецких отложений в интервалах 2725-2754 м (абс. отм. -2559…-2588 м), 2742-2778 м (абс. отм. -2576…-2602 м) и 2777-2814 м (абс. отм. -2601…-2638 м) притоков не получено, однако под ЗПК отмечено разгазирование глинистого раствора.

Ловушка, к которой приурочена задонско-елецкая залежь, представляет собой вытянутый в субширотном направлении моноклинальный блок, разделенный поперечным сбросом амплитудой 20-25 м на два блока (восточный и западный) и ограниченный с юга, запада и востока разрывными нарушениями (сбросами), а с севера — зоной отсутствия межсолевых отложений, связанной с их размывом и последующим галокинезом в евлановско-ливенской соленосной толще.

На основании результатов испытания и обработки промыслово-геофизических материалов, водонефтяной контакт восточного блока задонско-елецкой залежи проводится на абсолютной отметке -2649 м, а в западной части — на абсолютной отметке -2651 м. Наиболее приподнятая часть залежи находится на севере, вблизи от зоны выклинивания межсолевых отложений, на абсолютных отметках около -2540 м. Размеры залежи 7,7 х 0,4-0,55 км. Вскрытая высота залежи возрастает в западном направлении, от м в скважине 107 до м в скважине 114.

Нефтяной резервуар задонско-елецкой залежи представляет собой мощную толщу карбонатных пород (доломитов, реже известняков), состоящую из серии различной толщины и емкости пластов-коллекторов, разделенных более плотными породами, подстилаемых подошвенными водами и составляющих единый гидродинамический массив.

Покрышкой резервуара являются практически непроницаемые глинисто-карбонатные породы петриковского горизонта, а также галогенные отложения ливенского и лебедянского горизонтов. С севера залежь экранируется непроницаемыми галогенными породами ливенского горизонта, а с востока, юга и запада — по сбросам со слабопроницаемыми породами лебедянского горизонта и глинисто-карбонатными породами верхов межсолевых отложений. Таким образом, по типу задонско-елецкая залежь относится к массивно-пластовым тектонически и литологически экранированным.

Технико-экономическое обоснование выбора варианта электроснабжения ...

... числа и мощности трансформаторов по технико-экономическому обоснованию. Исходные данные: - преобладающим является число электроприёмников 1 и 2 категории электроснабжения 65% от общего числа ... материальных ресурсов. 1. Характеристика производственного объекта Стабилизация нефти называется удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества углеводородных газов и лёгких ...

2. МЕТОДИКИ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ

2.1 Оценка нефтеизвлечения на естественном режиме истощения

По комплексу накопленных данных нефтяная залежь обладает природным упруго-замкнутым режимом с хорошей гидродинамической сообщаемостью по всему объему резервуара (данные изменения пластового давления во времени по картам изобар и результаты исследования скважин при их пробной эксплуатации).

Синхронно с нефтеотбором падает и пластовое давление.

В связи с отсутствием пластовой воды в добываемой нефти и основываясь на результатах исследований глубинных проб нефти, пластовых кернов для конкретных условий при оценке возможного нефтеизвлечения на естественном режиме истощения использованы два хорошо адаптированных к этим условиям метода: метод гидродинамических расчетов и метод упруго-материального баланса (рис. 4.1).

Исходными параметрами для этих двух методов являются:

• 
  балансовые запасы нефти Qб = 4,766 млн. т.;

начальное пластовое давление ;

текущее (на 01.04.01 ) пластовое давление ;

пластовое давление фонтанирования ;

накопленный (на 01.04.01 ) отбор нефти 32,782
тыс.т;

текущий удельный отбор нефти

пластовое давление насыщения

расчетное конечное пластовое давление

сжимаемость пластового флюида (нефти)

• 
  сжимаемость каверно-трещиноватой среды

объемный коэффициент пластовой нефти

Метод гидродинамических расчетов основан на зависимости

(4.1)

Метод упруго-материального баланса основан на упруго-энергетических свойствах каверно-трещиноватой среды и пластового флюида.

Для конкретных условий из-за очень малых значений упругоемкости матрицы пласта и практического отсутствия объема свободной пластовой воды расчет нефтеизвлечения рекомендуется производить по следующей формуле[16]

(4**.3)

2.2 Методы расчетов КИН на режиме активного нефтевытеснения водой

месторождение нефть извлечение

Выбор методов оценки КИН определяется объемом накопленной геолого-промысловой информации, заданной точностью расчета и стадией подготовки разведуемых месторождений к разработке.

Ново-Давыдовское месторождение находится на завершающей стадии разведки. Для оценки КИН использованы все возможные методы согласно нормативным документам [18] при комплексном, многофакторном учете природных, технико-экономических данных.

Базируясь на результатах обработки всей накопленной информации, стало возможным использовать пять экспресс-методов, хорошо адаптированных к условиям Беларуси.

—
номограмный метод (НМ);

—
аналого-статистический метод (АСМ);

—
интегральный метод (ИМ);

—
эмпирический метод (ЭМ);

—
расчетно-экспериментальный метод (РЭМ)

На стадии разведки месторождений точное определение величины КИН невозможно из-за дефицита информации. При комплексировании нескольких методов этот недостаток, в значительной мере устраняется, а достоверность оценки нефтеизвлечения при этом возрастает.

Следует отметить, что во всех вышеперечисленных методах принята эффективная гидродинамическая модель двухфазной (нефть+вода) фильтрации при активном нефтевытеснении водой.

Результаты расчетов сведены в электронную таблицу «
ЭОН
-экспресс-оценка нефтеизвлечения» (таблица 4.1).

Ниже приведена краткая характеристика каждого метода в отдельности.

Номограммный метод (НМ).

Эта зависимость имеет следующий вид:

КИНном= 0,1+0,2 Кпрон -0,1 Mо
(4.4)

По номограммной зависимости нефтеизвлечение оценивается приближенно, что допустимо на начальных стадиях разведки месторождений.

Аналого-статистический метод (АСМ).

Этот параметр является результирующим многофакторной (12 факторов) корреляционно-регрессионной связи. Четыре фактора имеют наибольшую степенную значимость

—
нефтепроницаемость пласта Кпрон;

—
вязкость пластовой нефти Мн;

—
энтропия расчлененности пласта Э;

—
фактор насыщения нефти смолами, асфальтенами, определяющий пороговый переход к вязкопластичной фильтрации, Фп+а.

Формула вычисления КИН следующая:

КИН асм = 0,705 — 0,141 Б.
(4.5)

Интегральный метод (ИМ).

—
емкостногоWЕ = 1,85 (Е ;

• Кнн / Кпеп)0,422(4.6)
  
  
  

—
фильтрационногоWф= (Кпрон / Мо) 0,077(4.7)


—
охватногоWЭ =(1+Э)-0,091 ;

• Э(4.8)
  



—
энергетическогоWБ =(1+Б)-0,054 ;

• Б(4.9)
  
  



Два первых модуля представляют коэффициент нефтевытеснения, а два последних — коэффициент охвата разработкой.

КИНИМ = WЕ ;

• Wф ;
• Wэ ;
• WБ
  (4.10)
  

Эмпирический метод (ЭМ).


Вычисления КИН по эмпирическому методу выполнялось по следующей формуле:

КИНэм = Квыт ;

• Кохв

  Расчетно-экспериментальный метод (РЭМ).
  

  Первоначально он был предложен
  ВНИИнефть, а затем модифицирован к условиям сложно построенных трещино-каверново-поровых пластов Беларуси благодаря исследованиям Майдебора В.Н., Мартынцева О.Ф., Пахольчука А.А., Кононова А.И., Сургучева М.Д., Заикина Н.П.

и др.

Белорусские исследователи адаптировали метод в области организации исследования изотропных натуральных больших кернов пласта (диаметром до 100 мм), повышающих объемную информативность и подобность природным условиям, а, следовательно, и достоверность оценки нефтеизвлечения.

КИНрэм = Клаб выт ;

• Крэмохи (4.12)

3. Результаты расчета Коэффициента нефтеизвлечения различными методами на различных режимах эксплуатации

.1 Результаты оценки нефтеизвлечения на естественном режиме истощения


Метод гидродинамических расчетов основан на зависимости:

оценка по ней дает:

(4.2)

Результаты расчета метода упруго-материального баланса:

Расхождения в оценке нефтеизвлечения на режиме истощения двумя методами составляет около 1%, а среднее значение извлекаемых запасов нефти, равное 204,702 тыс. т. составляет всего 4,3% от их балансовых запасов, что предопределяет необходимость ускоренного перевода залежи на искусственный режим эффективного заводнения, при котором нефтеизвлечение согласно всем расчетам составит 36% от балансовых запасов, т. е. будет интенсифицировано в 8,4 раза.

2.2 Результаты расчетов КИН на режиме активного нефтевытеснения водой

Номограммный метод

Результат расчета зависимости КИН от параметров нефтевытеснения — проницаемости пласта Кпрон и относительной вязкости пластового флюида Мо по номограммному методу следующий:

КИНном= 0,1+0,2 Кпрон -0,1 Mо =0,377 ед.

Аналого-статистический метод

Основываясь на корреляционной зависимости нефтеизвлечения от выведенного параметра нефтепродуктивности пласта Б, характеризующего сортотип пласта-коллектора нефти (рис. 4.3), и данным указанных в таблице (4.1) результаты аналого-статистического метода следующие:

По таблице 4.1:

КИН асм = 0,705 — 0,141 Б = 0,361 ед.
(4.5)

Интегральный метод

Расчет коэффициента нефтеизвлечения по интегральному методу следующий:

КИНИМ = WЕ ;

• Wф ;
• Wэ ;
• WБ = 0,373 ед.
  (4.10)
  

Эмпирический метод (ЭМ).


По эмпирическому методу коэффициент нефтеизвлечения составил:

КИНэм = Квыт ;

• Кохв = 0,550 ;
• 0,701 =0,386 ед

Расчетно-экспериментальный метод (РЭМ).


Коэффициент нефтеизвлечения по расчетно-экспериментальному методу составил:

КИНрэм = Клаб выт ;

• Крэмохи = 0,488 ;
• 0,754 =0,367 ед.

(4.12)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения курсовой работы, основываясь на материале отчета, по преддипломной практике, Ново-Давыдовского нефтяного месторождения была детально изучена его краткая геолого-геофизическая характеристика и методика расчета коэффициента нефтеизвлечения.

На основании гидродинамической модели двухфазной (нефть + вода) фильтрации при активном нефтевытеснении водой и руководствуясь нормативными документами, выполнены оценка коэффициента нефтеизвлечения пятью экспресс-методами и повариантные технико-экономические расчеты проектной разработки.

При комплексном многофакторном учете всех природных и технико-экономических данных обоснована оптимальная модель разработки, основные показатели которой следующие:

1.
Балансовые запасы нефти -5,898 млн.т.

.
Извлекаемые запасы нефти — 2,123 млн.т.

3.
Коэффициент извлечения нефти — 0,36.

.
Количество добывающих скважин — 10.

.
Количество нагнетательных скважин — 3.

.
Максимальный годовой отбор нефти — 0,088 млн.т.

.
Срок окупаемости — 6,8 года.

.
Себестоимость продукции — 25,69 $/т.

.
Рентабельность — 17,8%.

Результатом постоянного совершенствования методов оценки коэффициента нефтеизвлечения явилось создание математических моделей экспресс-оценки нефтеизвлечения (ЭОН) и оценки оптимальных условий прогнозного освоения задонско-елецкой залежи (СТЭП — сводный технико-экономический прогноз).

ЛИТЕРАТУРА

1.Семенов Ю.В., Войтенко В.С., Обморышев К.М. и др. Испытание нефтегазоразведочных скважин в колонне. М.: Недра, 1983, 285 с.

2.Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986, 608 с.

.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986, 332 с.

.Жилинскас А., Шалтянис В. Поиск оптимума. М.: Наука, 1989.

.Заикин Н.П., Кончиц А. В., Лобов А. И. Оптимизация освоения и сертификация нефтяных ресурсов Беларуси /Материалы научно-практической конференции «Стратегия — 2015» (сентябрь 1999 г.), Гомель, 2000.

.Заикин Н.П., Куркина З.П., Филиппова З.П. и др. Нормативы технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений Белоруссии /Нефтяное хозяйство, 1988, № 12.

.Кончиц А.В., Заикин Н.П., Рынский М.А., Порошин В.Д. Комплексная оценка перспективных на нефть и газ локальных структур Припятского региона. Гомель, 1997 (фонд БелНИПИнефть).

.Липский Л. А. Об одном экономичном методе решения гиперболических систем первого порядка /Дифференциальные уравнения, 1999, т. 35, №11, с.1566 — 1570.

.Лобов А.И. Упруго-деформационные эффекты в девонских породах-коллекторах нефти и газа Припятского прогиба /Диссерт. на соискание ученой степени канд. геолого-мин. наук. Мн., 1994, 162 с.

.Лобов А.И., Заикин Н.П., Карасюк Г.А. и др. Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти по Ново-Давыдовскому, Западно-Славаньскому и Ново-Кнышевичскому месторождениям. (Промежуточный отчет по объекту 472/2000 х/д «Выполнить проектирование, провести анализ результатов пробной эксплуатации и обоснование промышленных кондиций новых нефтяных месторождений ПО «Белгеология»), Гомель, 2000.

.Лобов А.И., Липский Л.А. Численное моделирование напряженного состояния пороупругого нефтяного пласта в процессе фильтрации жидкости / Техника и технология бурения разведочных скважин в Припятском прогибе. Мн., БелНИГРИ, 1998, с.107-111.

.Майдебор В.Н., Чеховская Г.Ю. и др. Влияние различных факторов на нефтеотдачу при разработке нефтяных месторождений с пористыми и трещинными коллекторами / Вопросы геологии, бурения скважин и разработки нефтяных месторождений Восточного Предкавказья. Нальчик, 1968, с.278-296.

.Медведский Р.И. Технико-экономические кондиции месторождений Западной Сибири /Труды Зап.-Сиб. НИГРИ, Тюмень,1987.

.Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режиме нефтевытеснения водой. М.: Недра, 1973.

.Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник /Амелин И.Д., Бадьянов В.А., Вендельштейн Б.Ю. и др. М.: Недра, 1989, 270 с.

.Сборник нормативных документов по вопросам охраны окружающей среды /Войтов И.В., Кожевникова Р.К. Вып. 22, Мн., 1998, 154с.

.Руководящие документы по определению коэффициента нефтеизвлечения из разрабатывающихся месторождений (РД-86) /Труды ВНИИнефть, М., 1986.

.Химельблау Д. Прикладное нелинейное программирование. М.: Мир, 1975.