Анализ эффективности ГРП на объекте АВ11-2 Самотлорского месторождения

Курилов Дмитрий Игоревич   гр. НРГзс 09-1

Курсовой проект

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И  НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ  ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО  ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет

Институт Геологии и Нефтегазодобычи

 

Кафедра "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

 

 

 

 

Курсовой проект

Анализ эффективности ГРП на объекте АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения

 

 

 

Выполнил:

студент группы НРГзс-09-1                                Курилов Д. И.

 

 

Проверил:                                                              Саранча А. В.

 

 

 

 

 

 

Оценка защиты:

 

 

 

г. Тюмень 2012 г.

 

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 3

1  Характеристика месторождения 4

1.1 Географическое расположение 4

1.2  История освоения месторождения 6

1.4  Сведения о запасах углеводородов 10

2   АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ 12

2.1  Анализ показателей разработки пласта АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения 12

3  анализ эффективности применения ГРП. 37

3.1 Технология процесса  ГРП 37

3.2 Анализ эффективности ГРП на объекте АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения 42

4 Экономическое обоснование…………………………………………………….55

   4.1 Обоснование мероприятий и анализ научно – технического развития……………….55

   4.2 Методика технологического  обоснования НТП………………………………………..56

   4.3 Исходные данные…………………………………………………………………………58

   4.4 Расчет чувствительности  к риску………………………………………………………..60

Заключение……………………………………...………………………………………………65

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 Самотлорское месторождение открыто Главтюменьгеологией в 1965 году.

В 1968 году на бюро ЦКР (протокол №184) рассмотрена технологическая  схема разработки первоочередного  участка на южной части месторождения. В ней было предусмотрено выделение  двух объектов, бурение 18 нагнетательных и 44 добывающих скважин, уровень добычи нефти 5,5 – 6 млн. т/год. В 1968 году при  составлении Генеральной схемы  на месторождении площадью более 1200 км² было пробурено всего 33 разведочных скважины, которые, естественно, не могли отражать даже основные черты строения месторождения. Площадь пластов группы представлялась значительно меньше фактической. Особенности залегания нефти и газа были неизвестны. Запасы нефти пластов АВ₁, АВ_2-3 и БВ₁₀ на 40 – 80% относились к категории С₂. Данные о геологическом строении были ограниченные или отсутствовали. Из нескольких рассчитанных вариантов Центральная комиссия по разработке месторождений Миннефтепрома приняла вариант с трех рядной системой и сеткой скважин, плотностью 64 га/скв (800 x 800 м²), шириной полос – 3,6 километра с выделением двух объектов: пласты БВ₈ и БВ₁₀ и пласты АВ_4-5 и АВ_2-3.

 

В курсовом проекте отражены общие сведения о месторождении, его геологическом строении, используемых принципах проектирования разработки. Согласно заданию к подготовке отчета о прохождении практики отдельно освещены проектные решения в области конструкции скважин и условий их эксплуатации с предупреждением осложнений при ее проведении.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1  Характеристика месторождения

1.1 Географическое расположение

Самотлорское нефтегазовое месторождение  округлой формы площадью 3000 км² находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 километрах к северо-востоку от г. Тюмени и в 30 километрах от г. Нижневартовска.

В непосредственной близости к месторождению  располагаются разрабатываемые - Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо востока), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения (рис. 1.1).

Географически район месторождения  приурочен к водоразделу рек  Вах, Ватинского Егана и правых притоков реки Обь. Рельеф слабо пересеченный. Абсолютные отметки поверхности  изменяются от плюс 45 до плюс 75 метров. Заболоченная на 80% площадь представлена четвертичными аномальными и озерно-суглинистыми песчаниками мощностью до 20 метров, грунтами с прослойками и линзами мелкозернистых песков, торфа. На глубине от 200 до 350 метров распространены многолетние мерзлые горные породы с температурой от 0 ⁰С до 0,5 ⁰С, их общее влияние на бурение и эксплуатацию незначительно. При относительном уровне грунтовых вод проявляется в разной степени сезонное пучение глинистых грунтов, иногда песчаных грунтов с прослойками глин. Допускаемые нагрузки на талый грунт составляют 0,5-1 кг/см², на мерзлом 4-5 кг/см². На площади месторождения отмечаются многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь равна 62 км²), Кымыл-Эмтор, Белое, Окуневое, Калач, Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных  пород и кустарников, произрастающими  преимущественно по берегам рек  и озер.

Климат территории континентальный  с коротким прохладным летом и  продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя  годовая температура воздуха  составляет –3 ⁰С. Наиболее холодным месяцем года является февраль (-25 ⁰С). Самым теплым – июль (+20 ⁰С). Абсолютный минимум температур –50 ⁰С, абсолютный максимум +47 ⁰С. Ледостав на реках начинается в конце октября и ледоход – в конце мая.

По характеру выпадающих атмосферных  осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое  количество осадков составляет 580 мм. Основная их часть (390 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега с июня по ноябрь, что составляет 70% от годовой нормы. Внутри этого периода наибольшее количество осадков (30% годовой нормы) приходится на июль и август. Снеговой покров проявляется в октябре, а сходит в конце апреля. Высота его на открытых участках в среднем достигает 33 см., а на заледенелых участках может достигать 120-160 см. Промерзание почв начинается в конце октября и достигает своего максимума в середине апреля, при этом глубина промерзания достигает на открытых участках до 1,7 м. В середине июля почва полностью оттаивает.

Населенные пункты непосредственно  на месторождении отсутствуют. Ближайшие  населенные пункты – г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие – расположены на берегу реки Обь  в 35 и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население  этого района – русские, ханты  и манси.

Основными отраслями хозяйства  района являются нефтегазодобывающая  промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, автомобильное хозяйство и другие.

В Нижневартовске имеется крупный  аэропорт, порт речного пароходства  и станция железной дороги. В настоящее  время население города Нижневартовска составляет около 400 тысяч человек.

Рисунок 1.1 – Обзорная карта

1.2  История освоения месторождения

Первые  скважины месторождения в границах деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» начали работу в 1976 году. В настоящее  время в эксплуатации находятся 7 объектов разработки: АВ₁^1-2, АВ₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, БВ₈, БВ₁₀, ЮВ₁. Объекты характеризуются разными стадиями разработки

Самотлорское  месторождение открыто в 1965 г. первой поисковой скважиной №1, пробуренной Мегионской экспедицией Главтюменьгеологии в своде Самотлорского локального поднятия в южной части Тарховского вала.

Геологоразведочные  работы на месторождении проводились  в три этапа:

-  первый - поисковый  (1965-1966 гг.), по результатам которого  открыты залежи нефти в горизонтах  групп АВ и БВ;

-  второй – промышленной  разведки (1967-1973 гг.), завершившийся  разведкой залежей в основных  продуктивных горизонтах по промышленным  категориям  и передачей месторождения  нефтедобывающей организации (Главтюменнефтегаз);

- третий этап  – доразведки месторождения в  процессе эксплуатации (с 1974 г.), продолжающийся до настоящего времени.

Разведка и  освоение Самотлорского месторождения  осуществлялась по методу опережающего ввода в разработку наиболее продуктивных нефтяных участков разведуемых площадей. Благодаря такому подходу по месторождению  за короткий период увеличился объем  геолого-промысловой информации за счет бурения эксплуатационных скважин, сокращалось время разведки, обоснования  и утверждения запасов.

На этапе доразведки месторождения решались следующие  основные задачи:

1. Уточнялись  контуры нефтеносности и связность  залежей в пределах Самотлорского  месторождения с соседними месторождениями.

2. Проводилась  проверка положительных на предмет  нефтеносности заключений ГИС  с целью открытия новых залежей.

3. Доразведка  открытых ранее новых залежей.

4. Перевод запасов  в более высокие категории.

Самотлорское  месторождение открыто в 1965 г. первой поисковой скважиной №1, пробуренной  Мегионской экспедицией Главтюменьгеологии в своде Самотлорского локального поднятия в южной части Тарховского  вала.

Эксплуатация объекта АВ₁^1-2 Самотлорского месторождения в границах деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск» начата в 1977 году. С начала разработки по объекту по состоянию на 1.01.2012 г. добыто около 28 млн. т нефти, что составляет 17,4 % от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от НИЗ – 1,8 %, от ТИЗ – 2,1 %. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,057 при конечном 0,325 д. ед. Остаточные извлекаемые запасы нефти составляют около  135 млн. т.

В разбуренной части пласта реализуется  площадная обращенная 7-ми точечная система разработки с элементами очаговой, преимущественно на основе скважин, переведенных с нижележащих  объектов. В неразбуренной зоне запроектирована  однорядная система.

Ввиду того, что ранее объект АВ₁^1-2 считался возвратным, на протяжении длительного периода (1977 – 1987 гг.) его разработка осуществлялась единичными скважинами. Затем начался перевод скважин с нижележащих объектов и, соответственно, рост добычи нефти до уровня 450 - 585 тыс. т. Более 20 лет разработки объекта фонд добывающих скважин кратно превышал фонд нагнетательных скважин, соответственно отборы жидкости не были в достаточной мере компенсированы объемами закачки воды. С 2001 г. начинается активное освоение объекта в основном за счет ввода возвратных скважин с нижележащих пластов. С 2005 г. начато активное формирование системы ППД. В настоящее время разработка объекта характеризуется дальнейшим наращиванием отборов нефти и жидкости, связанным с увеличением фонда как за счет возвратов, так и бурения скважин.

В 2011 году добыча нефти составила  около 3 млн. т, добыча жидкости – около 15 млн. т, при годовой закачке воды – около 14 млн. м³. Таким образом, в 2011 году отборы жидкости компенсированы закачкой воды на 89,6 %, накопленная компенсация отборов закачкой составляет 57,1 %.

Доля участия пласта АВ₁^1-2 в накопленной добыче месторождения лишь 10,6 %, при этом начальные извлекаемые запасы пласта составляют третью часть от общих извлекаемых запасов, что объясняется низкими темпами освоения объекта из-за сложности его геологического строения. В 2011 г. скважинами пласта обеспечено 50 % добычи месторождения в пределах л.у. ОАО «ТНК-Нижневартовск».

Необходимо отметить, что при  невысоком отборе от НИЗ (17,4 %) обводненность продукции составляет 79,5 %. Причиной опережающего роста обводненности являются несколько факторов: наличие зон слияния пласта АВ₁^1-2 с высокообводненным пластом АВ₁³, заколонные перетоки, распространение трещин после ГРП, также обеспечивающих связь с пластом АВ₁³, негерметичность эксплуатационной колонны, а также недонасыщенность коллектора.

Отмечается рост дебитов жидкости, связанный с формированием системы  ППД и вводом в 2010 – 2011 гг. новых высокопроизводительных горизонтальных скважин с мультистадийным ГРП. Дебит нефти в последние 6 лет стабилен и составляет около 9 т/сут. Темпы роста обводненности продукции незначительны, среднегодовой уровень обводненности в 2011 г. составил 79,5 %.

Объект АВ₁^1-2 введен в разработку в 1976 году.

По состоянию на 1.01.2012 г. отбор от начальных извлекаемых запасов нефти объекта АВ₁^1-2 составил 17,4 %, текущий КИН – 0,057 д. ед. (при утвержденном 0,325 д. ед.), обводненность – 79,5 %.

По состоянию на 1.01.2012 г. начальные геологические запасы нефти объекта  АВ₁^1-2 в границах деятельности составляют более 500000 тыс. т, начальные извлекаемые запасы – более 161000 тыс. т при утвержденном КИН – 0,325.

Накопленные показатели с начала разработки на 1.01.2012 г. составили:

по добыче нефти около 30 млн. т;

по добыче жидкости около 95  млн. т;

по добыче газа газовой шапки около 2000 млн. м³;

по закачке воды около 60 млн. м³.

В 2011 году добыча нефти по объекту  составила около 3 млн. т (темп отбора от НИЗ 1,8 %) при отборе жидкости около 15 млн. т, добыче газа газовой шапки около 120  млн. м³  и закачке более 10 млн. м³, текущая компенсация 85,2 %.

В действующем добывающем фонде  на 1.01.2012 г. находились 971 скважина, в действующем нагнетательном фонде – 366 единиц. Среднегодовые дебиты нефти и жидкости составляли почти 10 т/сут и 45  т/сут соответственно, приемистость нагнетательных скважин около 117  м³/сут.

За всю историю разработки объекта  в добыче нефти пребывало около 1360 скважин, под закачкой - более 380 нагнетательных скважин. Таким образом, накопленная  добыча нефти на 1 скважину, когда-либо пребывавшую в эксплуатации, составляет более 20 тыс. т, накопленная добыча жидкости – более  65 тыс. т; накопленная закачка воды на 1 скважину, находившуюся в нагнетательном фонде – около 160 тыс. м³