Разработка по участку пласта Суторминского месторождения

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО

ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Факультет

Утверждаю: зав.кафедрой_______________________________________________________

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Студенту:

Дисциплина: ТОРНМ

1. Рассчитать и спроектировать: составить проект разработки по участку пласта БС-11 Суторминского месторождения по методике Гипровосток-нефть.

Утверждена приказом по ВУЗу от ________________№__________________

2. Срок сдачи студентом законченного проекта__________________________

3. Исходные данные к проекту: геолого-физические характеристики объекта разработки, подсчет характеристик геологической неоднородности, промысловые данные разработки месторождения.

4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень вопросов, подлежащих разработке): обоснование и схему расстановки скважин по объекту, величину мгновенных дебитов скважин, характеристику зависимости доли нефти в продукции скважин, как функцию t (безразмерного времени).

5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей):

____________________________________________________________________________________________________________________________________

6. Список рекомендуемой литературы

1)  Методика проектирования разработки “КМ Гипровостокнефть”.

2)  Ковалев В.С., Житомирский В.М.”Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения”. Москва “Недра”, 1976, 246с.

3)  Токарев М.А. “Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных моделей”.

7. Руководитель: Токарев М.А.

Задание принял к исполнению

_______________________________________________________

дата и подпись студента

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1.  Геологическая часть

1.1  Геологическая характеристика месторождения

1.2  Продуктивные пласты

1.3  Свойства пластовых жидкостей и газов

1.4  Запасы нефти и растворенного газа

2. Методика расчёта показателей разработки нефтяных месторождений

2.1 Обоснование математической модели

2.2 Обоснование расчётной схемы при прогнозе динамики технологических показателей

2.3 Расчет динамики показателей по новой залежи

2.4 Уточнение математической модели в процессе адаптации ее по данным

истории ее разработки

2.5  Обоснование величины прогнозного уровня отбора жидкости

3.  Порядок расчёта и расчёт показателей разработки

4.  Анализ проведённого проектирования

Список использованной литературы

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Геологическая характеристика месторождения

На Суторминском месторождении вскрыты породы от юрских до четвертичных отложений, которые представлены переслаиванием песчано-алевритово-аргеллитовыми породами, которые расчленяются согласно унифицированной стратиграфической схемы 1978г.

Промышленная нефтеносность связана с песчаными отложениями (пласты БС10-1, БС10-2, БС11) мегионской свиты валяжинского яруса. Толщина преимущественно песчаных пластов БС10-1, БС10-2, БС11 колеблются от 20 до 40 м. Глинистые разделы между ними составляют от 3 до 10 м. Залегают пласты БС10-1 - БС11 на глубинах 2600-2720м.

Промышленная залежь газа приурочена к верхней части сеноманских отложений (прикурская свита) – пласт ПК-1, представленного песчаными отложениями и залегающих на глубинах 1100-1150 м.

Согласно тектонической схеме Суторминское месторождение приурочено к Янгинскому поднятию, расположенному в южной части Танловского мегавала. По данным сейсморазведки размеры Янгитинской структуры в пределах сейсмоизогибсы – 2975 м составляют 26,8х11,5 км, альтитуда ее 50 м.

Геологоразведочные работы на месторождении проводились в три этапа:

I этап – предварительная разведка 1971-1979гг.;

II этап – промышленная разведка 1978-1983гг., по результатам которой произведен подсчет запасов нефти и газа по промышленным категориям и передачей месторождения в разработку;

III этап – доразведка, в процессе эксплутационного разбуривания.

Залежь пласта БС11 является основным объектом разработки Суторминского месторождения, приуроченная к отложениям неокома.

Наиболее высокие отметки кровли нефтенасыщенных коллекторов вскрыты на восточном крыле залежи – 2511,3 м (скв. 2181) и 2517,6 м (скв. 2192). К западу происходит погружение, где кровля пласта вскрыта на отметке – 2582,2 м (скв.889). Пласт разбурен преимущественно в нефтяной части залежи. Залежь пласта имеет обширную водонефтяную зону – 35,3%, большая часть которой приурочена к западному крылу структуры. ВНК в среднем принимается на отметке 2596 м. С юго-запада на северо-восток ВНК понижается с 2591 м до 2612 м. залежь – пластовая сводовая. Размеры залежи 27,8*18,2 км, высота 84,7 м.

Залежь пласта БС10-1 имеет самое сложное строение по сравнению с другими пластами этого месторождения. Она состоит из многочисленных изолированных зонами замещения линз, которые имеют различный характер насыщения. Колебания отметок ВНК от 2510 м до 2530 м, нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 6,0 м, в основном около 2 м. По результатам испытания разведочных скважин из пласта БС10-2 получены притоки нефти от 1,3 м³/сут до 80,5 м³/сут и пластовая вода с нефтью, что свидетельствует о слабой нефтенасыщенности. Размеры залежи различной весьма сложной конфигурации колеблются от 0,7х1,5 км до 7,2х18,2 км и расположены они на значительной части месторождения. Залежи – литологически экранированные. Получение низких притоков нефти, нефти с водой, частые литологические экраны, малые нефтенасыщенные толщины, низкая категорийность запасов нефти (С₁ составляет 61%), низкая насыщенность коллекторов не позволяет выделить его в самостоятельный объект разработки.

Залежь пласта БС10-1. Пласт имеет сложное строение, представлен преимущественно песчаными породами с прослоями плотных глинистых и карбонатных пород. Число проницаемых прослоев варьирует до 5. В песчаной фракции пласт развит в северо-западной части замещается на глинисто-алевритовые разности пород.

По материалам ГИС и испытания скважин раздел нефть-вода фиксируется на отметках 2484,2 м и 2497,2 м. На севере он фиксируется на отметках 2490 м. На западном крыле отмечаются на отметке 2500 м, на юге ВНК проводится в среднем на отметке 2490 м. Наклон ВНК с юго-востока на северо-запад. Размеры залежи 20,1х7,8 км высота 41 м. Залежь – пластовая сводовая с частичным литологическим экранированием. По результатам испытания разведочных скважин дебиты их по нефти колеблются от 0,4 до 74 м³/сут. Отмечается ухудшение емкостно-фильтрационных свойств пласта с севера на юг.

Залежь пласта ПК-1. Сеноманская залежь газа вскрыта на глубинах 1102,0 - 1156 м. Наивысшая отметка кровли коллекторов сеномана - 1002,4 м (скв.2118). Дополнительно по сравнению с предыдущим подсчетом запасов залежь испытана в трех скважинах, в которых получен газ с дебитами от 1100 до 2499 тыс.м³/сут (скв.232Р, 250Р, 260Р). По своему составу газ метановый. Для обоснования уровня ГВК учтены результаты испытания и интерпретации по ГИС. В среднем ГВК по площади принят на отметке 1037 + 2 м. Размеры залежи 21,2х 10,9 км, высота 37 м. Тип залежи - массивный. Средняя газонасыщенная толщина 11,4 м.

Помимо этих основных залежей имеются небольшие залежи в пластах БС12 и БС10-3, не имеющие промышленного значения из-за малых размеров, небольших нефтенасыщенных толщин, слабой нефтенасыщенности. При испытании их получены незначительные притоки нефти (1-3 м³/сут) с водой. Вскрыты эти залежи в сводовой части поднятия.