На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


отчет по практике Отчет по практике в "Варьеганском месторождении"

Информация:

Тип работы: отчет по практике. Добавлен: 14.12.2012. Сдан: 2012. Страниц: 25. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):




     АДМИНИСТРАТИВНОЕ ПОЛОЖЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЯ
Варьеганское  нефтегазоконденсатное месторождение  находится в Нижневартовском  районе Ханты-Мансийского автономного  округа Тюменской области в 140 км северо-восточнее г. Нижневартовск, в непосредственной близости от г. Радужный.
Лицензия  на право пользования недрами  за № 01548, серия ХМН, вид НЭ от 17 мая 2001 г. выдана ОАО «Варьеганнефть».
Юридическое название предприятия - Открытое акционерное  общество "Варьеганнефть"
Место нахождения: Российская Федерация, Ханты-Мансийский автономный округ-Югра, Тюменская обл.,  г. Радужный.
Юридический  адрес: а/я  754, г. Радужный,  Ханты-Мансийский автономный округ-Югра, Тюменская обл. 628463.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


2 КРАТКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ
В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту “Б” Варьеганское месторождение расположено в северо-восточной части Вартовского свода в пределах Варьеганскогоо куполовидного поднятия.
На рассматриваемой территории нефтегазоносность выявлена в интервале разреза высотой порядка 2000 м и включает в себя меловые и юрские осадочные образования, а также подстилающие их породы палеозойского возраста. В границах указанного этажа при движении снизу вверх выделяются нефтегазоносные комплексы (НГК):, нижне-среднеюрский, верхнеюрский, неокомский и апт-альб-сеноманский.
В юрско-меловой части разреза выявлен 21 продуктивный пласт от ЮВ2 (средняя юра) до сеномана;
- четыре залежи  пластов ЮВ2, БВ22, БВ80 и БВ40, относятся к числу нефтяных;
- восемь  залежей в пластах ЮВ12   (ЮВ1 и ЮВ1),   БВ6+10    являются нефтегазоконденсатными, то есть с преобладанием в их объемах нефти;
- три залежи в пластах ЮВ11, БВ4 и БВ5 являются газоконденсатнонефтяными, так как большую часть их объемов занимают газовые шапки;
- две залежи в пластах БВ1 и АВ7+8 относится к числу нефтегазовых, то есть с преобладанием в их объемах нефти;
- четыре залежи в пластах  АВ5+6, АВ4, ПК и отложениях сеномана являются чисто газовыми.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Нефтесодержащие пласты БВ4, БВ5, БВ6, БВ7, БВ80, БВ81, БВ82, БВ9, БВ10, ЮВ11, ЮВ12, -являются основными. Ниже по данным залежам приведены краткие геолого-промысловые характеристики.
Залежь пласта БВ4
Тип залежи пластово-сводовый. Размеры залежи 16,1*6 км, высота залежи – 72 м; в том числе нефтяной части 18 м. и газовой части 54 м.  ГНК принят на отметке – 1907 м.,


ВНК на отметке 1925 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 4,9 м., газонасыщенная толщина 8,4 м.. Большая часть геологических запасов нефти (68,7 %) сосредоточена в ГСК (гидродинамическисвязанный коллектор), 31,3 % запасов нефти находятся в ПК (прерывистый коллектор).
Открытая  пористость по керну изменяется от 16,9 до 30,8 %, среднее значение -     24,6 %. В пласте преобладают породы III и IV классов. Проницаемость по образцам изменяется в очень большом диапазоне: от 0,6 до 3372?10-3 мкм2, в среднем по пласту   365?10-3 мкм2.
  По ГИС в среднем коэффициент  пористости равен 24,0 %, коэффициент  проницаемости – 262,3?10-3мкм2.
Залежь пласта БВ5
Тип залежи пластово-сводовый. Размеры  залежи 13,7*4,6 км, высота – 50 м.; в том числе нефтяной части 18 м. и газовой части 32 м.. ГНК принят на отметке – 1907 м., ВНК принят на отметке 1925 м.. В скважинах выделяется от 1 до 7 проницаемых прослоев с эффективной толщиной от 0,6 до 16 м. Средняя эффективная толщина пласта составляет 21,8 м., эффективная нефтенасыщенная – 11,1 м., эффективная газонасыщенная - 8,3 м. К ГСК приурочены 88,9 % объема геологических запасов нефти, соответственно 11,1 % запасов приходится на ПК.
Средние значения открытой пористости составляет 24,1 %, проницаемости 303?10-3 мкм2,  Квс – 34,4 %. Сравнительный анализ фильтрационно-емкостных свойств пород показал, что по водоносной части, они выше, чем по нефтеносной и газоносной. Так Кпо  соответственно равен 24,4; 24,2 и 23,1 % соответственно, Кпр – 447, 0?10-3 мкм2. По ГИС в среднем по пласту БВ5 коэффициент пористости равен 23,4 %, коэффициент проницаемости – 294,4?10-3мкм2.
Залежь пласта БВ6
 Залежь пласта БВ6 обладает максимальной на месторождении площадью в 160,9 км2, ее размеры 20,8*7,7 км, высота оценивается в 107 м. При этом высота нефтяной части залежи составляет 67 м, а газовой - в полтора раза меньше (40 м). Тип залежи пластово-сводовый. ГНК принят на отметке – 1957 м., ВНК на отметке 2024 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 10,8 м., газонасыщенная толщина 8,4 м. Основная часть геологических запасов нефти 92,2 % сосредоточена в ГСК


Открытая  пористость пласта по керну изменяется от 16,0 до 28,5 %. Среднее значение пористости равно 22,9 %. Проницаемость изменяется в широком диапазоне: от 0,2 до 1713?10-3 мкм2, среднее значение 220,8?10-3 мкм2. Фильтрационно-емкостные свойства газо- и нефтенасыщенной части пласта близки между собой: Кпо равен 23,2 и 22,9 %, Кпр – 202,7 и 210?10-3 мкм2.По ГИС в среднем по пласту БВ6 коэффициент пористости равен 23,8 %, коэффициент проницаемости – 258,7?10-3мкм2.
Залежь пласта БВ7
Тип залежи пластово-сводовый. Залежь имеет  размер 16,9*6,6 км., высота залежи – 79 м; в том числе нефтяной части 67 м. и газовой части 12 м. Абсолютные отметки ГНК и ВНК соответственно - 1957 м и 2024 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 11 м., эффективная газонасыщенная толщина составляет 3,2 м. Преимущественно пласт сложен гидродинамически связанными коллекторами, в которых сосредоточено 81,6 % геологических запасов нефти.
Среднее значение пористости по керну составляет 23,1 %, проницаемость 166.7?10-3 мкм2. Нефтенасыщенная часть пласта характеризуется лучшими коллекторскими свойствами, так Кпо равен 23,2 %, Кпр – 175.6?10-3 мкм2, по водоносной части Кпо – 22,7 %,  Кпр - 94?10-3 мкм2. По ГИС Кпо равен 23,9; Кпр – 258,1?10-3 мкм2.
Залежь пласта БВ80
Тип залежи пластово-сводовый. Размеры залежи 20*7,5 км, высота залежи – 109 м. Залежь нефтяная. ВНК принят на отметке 2079 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 4,6 м.. Большая часть геологических запасов нефти 56,3 % сосредоточена в ПК, 43,7 % запасов нефти приходятся на ГСК.
На  различных участках пласта имеет  место наличие локальных зон отсутствия коллекторов пласта, которые осложняют ловушку литологическими барьерами. Проницаемость изучена на 1069 образцах керна, в среднем составляет 15,3?10-3 мкм2.По ГИС в среднем по пласту БВ80 Кпо равен 22,5; Кпр – 33,5?10-3 мкм2.
Залежь пласта БВ81
Тип залежи пластово-сводовый. Пласт вмещает  практически чисто нефтяную залежь площадью 21*6,9 км и высотой 104 м. В наиболее приподнятой части структуры эксплуатационными скважинами выявлена незначительная по объему газовая шапка (площадь 0,8 км2, высота 5 м). ГНК залежи определен на а.о. – 1990, ВНК на отметке 2089 м..
Средняя эффективная толщина пласта составляет 4,2 м., эффективная нефтенасыщенная – 4,1 м., эффективная газонасыщенная – 0,8 м. К ГСК приурочены 68,9 % объема геологических запасов нефти, соответственно 31,1 % запасов приходится на ПК.
Открытая  пористость пород-коллекторов  по керну  изменяется от 9,8 до 28,3 %, в среднем  составляет 22,6 %, проницаемость 77,7?10-3 мкм2. По ГИС в среднем Кпо равен 23,1; Кпр – 74,3?10-3 мкм2.
 


Залежь  пласта БВ82
Тип залежи пластово-сводовый. Залежь нижнего пласта БВ82 являясь нефтегазоконденсатной, имеет размер 17,9*7,1 км при высоте 95 м. Высота
нефтяной залежи 61 м, высота газовой  шапки 34 м. Уровни ГНК и ВНК в пласте приняты горизонтальными на а.о. - 2032 м и - 2093 м, соответственно. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 16,7 м., газонасыщенная толщина 6,6 м. По объему запасов нефти пласт является самым крупным на месторождении, причем 90 % запасов находятся в ГСК.
Среднее значение пористости по керну по пласту составляет 22,6 %, проницаемость 231.7?10-3 мкм2. По ГИС в среднем пористость равна 23,7; проницаемость – 244,4?10-3 мкм2.
Залежь пласта БВ9
Тип залежи пластово-сводовый. Размеры залежи 13,4*4,6 км, высота залежи – 59 м; в том числе нефтяной части 43 м. и газовой части 16 м.  ГНК принят на абсолютной отметке – 2066 м., ВНК на отметке 2109 м. Средняя эффективная толщина пласта составляет 15,3 м., эффективная нефтенасыщенная – 12,8 м., эффективная газонасыщенная – 3,8 м. К ГСК приурочены 76,9 % объема геологических запасов нефти, соответственно 23,1 % запасов приходиться на ПК.
Открытая  пористость изменяется от 14,8 до 28,4 %, чаще от 20 до 24 %. Среднее значение равно 22,2 %.
В пласте преобладают породы IV класса – 44,5 %, реже развит III класс – 36,2 %, коллекторов II и V классов – 10,5 и 7,2 % соответственно. Проницаемость по образцам изменяется в большом диапазоне: от 0,3 до 2840?10-3 мкм2, наиболее часто встречаются породы с проницаемостью от 10 до 300?10-3 мкм2, при среднем значении 204?10-3 мкм2.
По  ГИС в среднем по пласту БВ9 коэффициент пористости равен 23,7 %, коэффициент проницаемости – 264,7?10-3мкм2.
Залежь пласта БВ10
Тип залежи пластово-сводовый. Залежь имеет  площадь 109,5 км2 при размере 16,1*6,8 км., высота залежи – 93 м; в том числе нефтяной части 61 м. и газовой части 32 м. ГНК и ВНК, как субгоризонтальные разделы, находятся на уровне а.о. - 2147 м  и - 2208 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 5 м., эффективная газонасыщенная толщина  составляет 4,7 м.


В основном пласт сложен прерывистыми коллекторами, в ПК сосредоточено 58,9 % от геологических  запасов нефти. В северной и юго-западной частях структуры отмечаются зоны глинизации пласта.
Пористость  коллекторов по керну изменяется от 14 до 25,6 % , среднее значение составляет 21,8 %. Проницаемость изменяется от 0,1 до 350?10-3 мкм2, среднее значение 27?10-3 мкм2. Средневзвешенные значения по скважинам изменяются в небольшом диапазоне, от 17 до 69?10-3 мкм2. По ГИС в среднем по пласту  БВ10 Кпо= 22,4 %, Кпр = 129,6?10-3мкм2.
 
 
Залежь пласта ЮВ11
Тип залежи пластово-сводовый. Размеры  залежи 15,5*5,7 км, высота залежи – 93 м.; в том числе 53 м. высота нефтяной части залежи и 40 м. – газовой. Газонефтяной контакт залегает практически горизонтально на


а.о. -2450 м, т.е. на 28 м. Средняя эффективная толщина пласта составляет 5,1 м., эффективная нефтенасыщенная – 4,4 м., эффективная газонасыщенная – 4,3 м. К ГСК приурочены 76,3 % объема геологических запасов нефти, соответственно 23,7 % запасов приходиться на ПК.
Открытая  пористость пород пласта ЮВ11 изменяется от 10 до 21,5 %, чаще от 14 до    16 % и средняя по пласту равна 17,1 %, проницаемость – 66,4?10-3 мкм2. По ГИС в среднем Кпо= 16,8 %, Кпр = 50,3?10-3мкм2.
Залежь пласта ЮВ12
Тип залежи пластово-сводовый. Размеры  залежи в 14,7*3,86 км, высота – 70 м.; в том числе нефтяной части 49 м. и газовой части 21 м. ГНК и ВНК являются едиными с пластом ЮВ11. ГНК отбивается на уровне а.о. - 2395-2397 м. ВНК понижается с севера на юг с а.о. -2422 м до а.о. -2450 м.. Эффективная мощность колеблется от 6,6 м до 24,0 м.. Зона распространения максимальных эффективных мощностей отмечается на востоке месторождения, к северу происходит глинизация коллекторов. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 6,8 м., газонасыщенная толщина в среднем составляет 3,9 м. Основная часть геологических запасов нефти (89,3 %) находится в гидродинамически связанных коллекторах.
В пласте ЮВ12 преобладают породы V и IV классов (классификация по А.А. Ханину). Среднее значение пористости по керну равно 16,3 %, проницаемости - 11?10-3 мкм2. По ГИС в среднем по пласту Кпо= 17,0 %, Кпр = 46,1?10-3мкм2.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


4 СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКИХ, ИЗВЛЕКАЕМЫХ И ТЕКУЩИХ ЗАПАСАХ
Последний подсчет запасов проводился ООО «Гео Дейта Консалтинг» 2002 году.
    Геологические запасы нефти Варьеганского месторождения по категории B+C1 составили 720255 тыс.т., по категории С2 12469 тыс.т.
    Запасы «сухого» газа по месторождению оцениваются 80,6 млрд. м3, в том числе 68,8 млрд. м3 по категории С1 (85,3 %).
    В чисто газовых объектах сосредоточено 36,1 млрд. м3 газа, в т. ч. 24,7 млрд. м3 по категории С1. Это составляет 44,8 % от общих ресурсов месторождения.
    Запасы газа газовых шапок нефтегазоконденсатных залежей оценены в 44,5 млрд. м3, из них 44,1 млрд. м3 (99,1 %) по категории С1.
    Начальные балансовые запасы конденсата  составили по месторождению 10, 4 млн. т. Практически все они отнесены к категории С1.
В настоящее время на балансе ФГУ НПП Росгеолфонда на 01.01.2002 г. по Варьеганскому месторождению по категориям В+С1 числится 845384 тыс. т., по категории С2 – 15774 тыс. т. На эти запасы составлен последний проектный документ, утвержденный в 1998 году, на основании которого разрабатывается месторождение. Учитывая, что при подсчете запасов 1988 года   использовалась    информация    по    550    скважинам,   появилась необходимость провести пересчет геологических запасов нефти и газа с учетом появления новой информации. Этот подсчет был выполнен ООО «Гео Дейта Консалтинг» в 2002 году.
Разница в объёмах начальных геологических  запасов нефти по подсчету 2002 г. и  состоящих на балансе составляет – (минус)125,1 млн. т (-14,8 %) в сторону уменьшения подсчета запасов.
Достоверность оценки объема нефтенасыщенных пород  определяется плотностью имеющейся  сетки скважин (в ПЗ 2002 г. - >1500 скв., в ПЗ 1988 г. – 550 скв.) и равномерностью их распределения по изучаемой нефтяной оторочке.
Объем извлекаемых запасов нефти по Варьеганскому месторождению авторами принят условно равным тому, который состоит на балансе ФГУ НПП Росгеолфонда на 01.01.2002 г., и составляет по категории В+С1 - 257539 тыс.т.. Такой выбор обусловлен тем, что работа по ТЭО КИН (ООО «Гео Дейта Консалтинг») находится на стадии завершения. В ближайшее время она будет рассмотрена в ЦКР, где будут утверждены новые коэффициенты нефтеизвлечения и соответственно объемы извлекаемых запасов по Варьеганскому месторождению.
 
 
 
 
5 СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ
Варьеганское месторождение введено в эксплуатацию в 1974 году после запуска в работу разведочной скважины № 2Р на объекте БВ6. Промышленное разбуривание месторождения осуществляется с 1976 года. В процессе эксплуатации на месторождении было выделено 9 основных объектов разработки: БВ4, БВ5, БВ6, БВ7, БВ80-1, БВ82, БВ9, БВ10, ЮВ11-2, и 4 второстепенных: АВ6-7, БВ1 Ач, ЮВ2 при чем объект БВ1 введен в эксплуатацию только после подсчета запасов 2001 года в результате опробования скважины № 1950.
Общий проектный фонд на месторождении, без учета резервных и специальных скважин, составляет 3422 скважины. Всего, по состоянию на 1.01.04 г. пробурено 2691 скважина из них 1788 добывающих и 903 нагнетательных. На дату анализа для бурения осталась 731 скважина. Проектный фонд реализован на 79 %.
На  первом этапе разработки месторождения, при вводе, и дальнейшей эксплуатации наиболее продуктивных горизонтов отмечается интенсивное наращивание объемов  добычи нефти. Средние дебиты нефти новых скважин в этот период находятся на уровне от 100 до 150 т/сут.
В этот же период осуществлялось формирование системы поддержания пластового давления, которое сопровождалось закачкой значительных объемов воды, что способствовало интенсификации добычи нефти.
Начиная с 1984 года, на месторождении отмечается стабилизация уровней добычи нефти, которая продолжается по 1987 г включительно. К этому времени на высокопродуктивных объектах уже практически полностью сформировалась система заводнения, тогда как на объектах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами продолжается разбуривание проектного фонда и формирование системы ППД.


Дебиты  нефти новых скважин в этот период снижаются практически в  два раза. Основной объем добычи нефти осуществляется за счет интенсивной  выработки запасов из высокопродуктивных объектов и в меньшей мере за счет значительного объема буровых работ на объектах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.
Максимальный  объем добычи нефти, который составил 18501 тыс.т, при среднегодовой обводненности  продукции 40,3 % приходится на 1987 г. Максимальный объем добычи жидкости отмечается в 1989 году и составляет 39919,1 тыс.т.
После 1987 года месторождение вступает в  третью стадию разработки, которая  продолжается до 1991 г. и характеризуется  интенсивным падением добычи нефти  с 18501 до 4698,6 тыс.т. Темпы падения составляют от 25 до 35 % в год. Средние дебиты нефти действующих скважин за четыре года снижаются с 78,1 до 11,8 т/сут. Среднегодовая обводненность продукции увеличивается с 40,3 до 84 %.
Следует отметить, что этот период времени сопровождался массовым обводнением добывающих скважин, большая часть которых переводилась на другие объекты разработки, остальные же скважины выбывали в пассивный фонд.
Проводимые  геолого-технологические мероприятия  по возврату скважин, позволили интенсифицировать добычу нефти и частично вовлечь в разработку ранее не дренируемые запасы нефти.
За  весь период разработки, возвратный фонд на месторождении составил 724 скважины. Накопленная добыча нефти от проводимого  мероприятия составила 17354,4 тыс.т  или по 23,9 тыс.т на одну скважину. Средняя успешность проводимых работ составила 60 %.
Основной  рост пассивного фонда скважин начинается с 1990 года и приходится на начало четвертой  стадии разработки месторождения. Фактически, с 1990 по 1996 г.г, пассивный фонд увеличился более чем в 7 раз и к концу 1996 года составил 1106 скважин. Добыча нефти снижается с 6712,1 до 2114,3 тыс.т, то есть практически в 3 раза.
Начиная с 2001 года, на месторождении отмечаются положительные тенденции. Добыча нефти  увеличивается с 1372,6 до 1701,0 тыс.т, пассивный фонд сокращается с 1120 до 998 скважин.


Активизация разработки месторождения, в этот период, напрямую связана с появлением отработанной технологии гидроразрыва пласта, которая позволила заметно интенсифицировать добычу нефти и подключить в разработку ранее не дренируемые запасы нефти, сосредоточенные в низкопродуктивных коллекторах объектов ЮВ11-2, БВ10 и БВ80-1. Годовая добыча нефти по этим объектам в настоящее время составляет более 70 % от общей добычи по всему месторождению.
Всего, в течение 2000 – 2003 г.г. на месторождении было проведено более 300 гидроразрывов в 239 скважинах. Процент успешности находится на уровне 85 %.
Средние дебиты нефти по скважинам, после  проведения гидроразрыва пласта, составляли от 25 до 30 т/сут, а в отдельных скважинах дебит нефти достигал 100-150 т/сут. при незначительном содержании воды в продукции. До проведения ГРП большая часть скважин находилась в бездействующем фонде ввиду отсутствия притока. Средний прирост дебита нефти после ГРП, составил 27,7 т/сут, дополнительная добыча нефти на одну скважину – 3,2 тыс.т.
Наряду  с применением гидроразрыва пласта, на месторождении проводились ремонтно-изоляционные работы, вывод из бездействия добывающих скважин, эксплуатационное бурение  и другие мероприятия. Применение такого подхода позволило увеличить добычу нефти в 1,3 раза.
Таким образом, в последнее время в  разработке месторождения наметились явные положительные тенденции. Добыча нефти растет, фонд бездействующих скважин сокращается, интенсивно вовлекаются в разработку запасы нефти, сосредоточенные в низкопродуктивных коллекторах, ранее не вовлеченные в разработку, что связано с появлением, и применением новых технологий позволяющих интенсифицировать добычу нефти и осуществлять ремонтно-изоляционные работы в скважинах.
В настоящее  время Варьеганское месторождение  находится на завершающей стадии разработки.


В 2003 году на объекте было добыто 1701 тыс. т нефти и 16190 тыс. т жидкости при  средней обводненности продукции – 89,5 %. Среднесуточный дебит действующей скважины составил: по нефти - 7,6 т/сут, по жидкости - 72,5 т/сут. Годовая закачка рабочего агента – 14203,2 тыс.м3.
По  состоянию на 1.01.2004 г. накопленная  добыча нефти составила 189848 тыс. т, накопленная  добыча жидкости – 494948,7 тыс. т, накопленный объем закачки воды – 967255,1 тыс.м3. Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,264.
Анализ  выполненных проектных решений  показал, что фактические уровни добычи нефти отстают от проектных.
В текущем 2003 году фактические уровни по добыче нефти ниже проектных на 22 %, по добыче жидкости на 10 %. По накопленной добыче нефти расхождение составило 1,7 %, и 3,4 % соответственно.
Основными причинами не выполнения проектных  решений стали следующие обстоятельства:
    Фактически реализованный объем буровых работ оказался в 3,5 раза ниже, чем предполагалось по проектному документу;
    Высокий бездействующий фонд скважин. Согласно проектного документа, действующий фонд добывающих скважин должен был составить 945 скважин, фактически действующий фонд - 641 скважина;
    Реальные, геологические запасы нефти оказались на 15 % ниже, чем предполагалось при проектировании. Данное обстоятельство, несомненно, отразилось на некотором завышении проектных уровней добычи нефти, по некоторым объектам, где это расхождение оказалось наибольшим.
На  дату анализа основная часть (95 %) действующего фонда эксплуатируется механизированным способом и лишь 5 % - фонтанным.


Из 641 скважины установками ЭЦН эксплуатируется 441 скважина, штанговыми насосами – 165 и фонтанным способом - 35.
Всего, за период эксплуатации месторождения  с помощью штанговых насосов  было добыто – 2216,6 тыс.т, компрессорно-газлифтным способом – 1206,5 тыс.т, с помощью погружных электроцентробежных насосов – 37006,5 тыс.т и фонтанным способом 138618,4 тыс.т. Таким образом, основная добыча нефти (73 % от общей добычи) была обеспечена фонтанным способом эксплуатации.
Как уже отмечалось, месторождение находится  на завершающей стадии разработки. Из числа действующих добывающих скважин, с высокой обводненностью продукции эксплуатируются более 50 % от действующего фонда.
Высокая обводненность продукции характерна для скважин, эксплуатирующихся  на высокопродуктивных объектах которые  характеризуются значительной выработкой запасов нефти. Текущий коэффициент  выработки здесь достигает 90 %. Низкая обводненность продукции отмечается в скважинах, эксплуатация которых адресно направлена на интенсификацию добычи нефти из низкопродуктивных, прерывистых коллекторов.
На  основании результатов проведенного анализа разработки были построены трехмерные геологические и гидродинамические модели по всем продуктивным горизонтам Варьеганского месторождения.
Построение  геологической модели месторождения  проводилось с использованием программных  средств Zmap и Stratamodel фирмы Landmark.
Построение гидродинамической модели месторождения проводилось с использованием симулятора VIP фирмы Landmark. Пакет программ VIP сертифицирован на тестах SPE, обладает разнообразными сервисными функциями для моделирования различных режимов разработки и активно применяется в западных и российских нефтегазовых компаниях.


В результате литолого-фациального, геологического, и гидродинамического моделирования  были построены карты локализации  и плотности остаточных подвижных запасов нефти (т/га) на 01.01.2003 г. которые позволили определить районы максимальной концентрации остаточных запасов, что послужило основой составления программы геолого-технологических мероприятий для достижения максимальных уровней добычи нефти и наибольшего коэффициента нефтеизвлечения.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


6 ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА СКВАЖИН
Варьеганское  нефтегазоконденсатное месторождение  открыто в 1968 году, введено в разработку в 1974 году разведочной скважиной  № 2 (объект БВ6).
В разработке находится 9 объектов, содержащих как  нефтегазовые, так и нефтяные залежи – БВ4, БВ5, БВ6, БВ7, БВ80-1, БВ82, БВ9, БВ10, ЮВ11-2.
Динамика  бурения и ввода скважин на месторождении приводится на рисунке 6.1.
Промышленное  разбуривание месторождения началось в 1976 году с высокопродуктивных объектов БВ6, БВ7, БВ82 и БВ9, основной объем буровых работ по которым приходится на период 1980 – 1985 г.г. Вторая волна производства буровых работ приходится на период 1984-1991 г.г., когда был осуществлен ввод в разработку менее продуктивных объектов БВ80-1 и БВ10. Именно на этих двух объектах, а также на объекте ЮВ11-2 сосредоточены основные объемы буровых работ в настоящее время.
 


 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


Согласно утвержденному  варианту последнего проектного документа, на основании которого ведется разработка месторождения, проектный фонд составляет 3422 скважины.
По  состоянию на 1.01.2004 года на месторождении  пробурена 2691 скважина, для бурения  предлагается 731 скважина. Проектный фонд реализован на 78,6 %.
Объекты характеризуются различной степенью разбуренности. Большинство из них - это высокопродуктивные пласты, представленные
монолитными коллекторами, они разбурены практически  полностью и характеризуются высокой степенью выработки запасов нефти. В связи с этим к бурению здесь остались единичные скважины, расположенные в локальных зонах концентрации остаточных запасов, на неразбуренных краевых участках и в зонах предполагаемого расширения контуров нефтеносности. Процент реализации проектного фонда по этим объектам изменяется в диапазоне от 83,8 % (объект БВ5) до 97,7 % (объект БВ82), таблица 6.1
Таблица 6.1 - Состояние реализации проектного фонда скважин
Фонд  скважин
4
5
6
7
80-1
82
9
10
11-2
7-8, БВ22, ЮВ2
Реализованный
150
145
466
295
808
426
135
315
230
30
2691
Оставшийся  к бурению
18
28
19
20
383
10
7
10
90
146
731
Проектный
168
173
485
315
1191
436
142
325
320
176
3422
Процент реализации, %
89,3
83,8
96,1
93,7
67,8
97,7
95,1
96,9
71,9
17,0
78,6



Наибольшее количество скважин остается для бурения  на пластах, представленных прерывистыми коллекторами, где ещё остаются запасы нефти, невовлеченные в разработку (объект БВ80-1), а также на практически неразрабатываемых до настоящего времени незначительных по площади и запасам пластах АВ7-8, ЮВ2 и БВ22 (Ач). Так, по объекту БВ80-1 процент реализации проектного фонда на сегодняшний день составляет 67,8 %, по “малым” объектам – лишь 17 %.
Всего за период действия последнего проектного документа на месторождении предполагалось пробурить 425 скважин, фактически пробурено – 111. В основном бурение в последние годы осуществлялось на объектахБВ80-1, БВ10 и ЮВ11-2 – 81 % всех объемов буровых работ.
По  состоянию на 1.01.2004 года в добывающем фонде числится 1788 скважин, из которых к настоящему времени 149 ликвидированы или ожидают ликвидации, 232 скважины переведены в категорию контрольных или пьезометрических, 264 скважины находятся в консервации. Состояние реализованного фонда скважин представлено в таблице 6.2.
Нагнетательный  фонд месторождения составляет 903 скважины. В связи с наличием газовых  шапок практически на всех разрабатываемых  объектах, из общего количества скважин, числящихся в активном нагнетательном фонде, 119 (15,7 %) предназначены для барьерного заводнения. Остальные нагнетательные скважины расположены в разрезающих рядах  – 382  (50,5 %) или используются для очагового
 
воздействия –   328 (43,4 %). Выбыли из эксплуатации (ликвидированы, переведены в категории пьезометрических, контрольных) 60 очаговых, 8 барьерных скважин и 79 скважин разрезающих рядов.


Таблица 6.2 - Состояние реализованного фонда скважин на 1.01.2004 года
 
№ п/п

и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.