Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

Год проект.ОрганизацияВид документаРассматриваемые в документах виды воздействия на пластОсновные решения, рекомендованный вариант, конечный КИН1976геологическая служба объединения «Оренбургнефть»Оперативный подсчет запасов пласта

Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

Курсовой проект

Геодезия и Геология

Другие курсовые по предмету

Геодезия и Геология

Сдать работу со 100% гаранией
лненного подсчета запасов институтом «Гипровостокнефть» была составлена «Технологическая схема разработки Горного месторождения».

В 1981 г. институтом «Гипровостокнефть» в рамках авторского надзора выполнено «Дополнение к технологической схеме разработки Горного нефтяного месторождения».

В 1984 году институтом «Гипровостокнефть» составлено «Дополнение к технологической схеме разработки Горного нефтяного месторождения».

В том же 1984 году эксплутационной скважиной 64 выявлена залежь нефти пласта Т21. Производственным объединением «Оренбургнефть» по данной залежи составлен «Оперативный подсчет запасов пласта Т21 турнейского яруса», который впервые поставил на баланс предприятия запасы нефти и газа по пласту Т21.

В следующем, 1985 году, с целью уточнения системы разработки пластов Т1 и Т21, а также перспектив добычи нефти до конца разработки, институтом «Гипровостокнефть» составлена новая «Технологическая схема разработки Горного месторождения Оренбургской области».

 

Таблица 2.1 - История проектирования разработки Горного месторождения

Год проект.ОрганизацияВид документаРассматриваемые в документах виды воздействия на пластОсновные решения, рекомендованный вариант, конечный КИН1976геологическая служба объединения «Оренбургнефть»Оперативный подсчет запасов пласта Т1 турнейского ярусаВпервые подсчитаны запасы по пласту Т11976институт «Гипровостокнефть»Технологическая схема разработки укрупненного Подольского месторождения (протокол № 466 от 5.03.76г.)1978институт «Гипровостокнефть»Подсчет запасов нефти и газа Подольской группы нефтяных месторождений Оренбургской области (протокол ГКЗ СССР № 8167 от 17 ноября 1978г.)Переоценка запасов пласта Т1, впервые подсчитаны запасы пласта О41978институт «Гипровостокнефть»Технологическая схема разработки по Горному нефтяному месторождению Оренбургской области1981институт «Гипровостокнефть»Дополнение к технологической схеме разработки Горного нефтяного месторождения в рамках авторского надзора1984институт «Гипровостокнефть»Дополнение к технологической схеме разработки Горного нефтяного месторождения1984ПО "Оренбургнефть"Оперативный подсчет запасов пласта Т2-1 турнейского ярусаВпервые подсчитаны запасы по пласту Т211985институт «Гипровостокнефть»Технологическая схема разработки Горного нефтяного месторождения Оренбургской области1990институт «Гипровостокнефть»Пересчет запасов нефти и газа Горного месторождения Оренбургской области (протокол ГКЗ РФ № 57дсп от 11.06.1992 г.)Пересчитаны запасы нефти пластов Т1 и Т211991ЦНИЛ ПО «Оренбургнефть»Технологическая схема разработки Горного нефтяного месторождения (протокол № 11 от 6.11.1991г. ТЭС ПО «Оренбургнефть»)1999ОАО "Оренбургнефть"Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ОАО «Оренбургнефть» на период действия лицензионных соглашений (протокол ЦКР № 2430 от 07.10.1999г.)2001-Оперативный подсчет запасов по Горному месторождению (протокол №360-2000 (М))Переоценка запасов пластов Т1 и Т212001-Оперативный подсчет запасов по Горному месторождению (протокол №269-2001 (М))Переоценка запасов пластов Т1 и Т212005-Оперативный подсчет запасов по Горному месторождению (протокол №467-2005 (М))Запасы пластов Т1 и Т21 пересчитаны. Впервые подсчитаны запасы по пласту Т3, принят КИН: Т3-0.4952006-Оперативный подсчет запасов по Горному месторождению (протокол №18/282-пр от 04.05.2006))На основании экспл. бурения и выполнения НВСП в скв.94 пересчитаны запасы пласта Т1, Впервые подсчитаны запасы по пласту Т22, приняты КИН: Т1сев-0.486, Т1юг-0.445, Т22юг-0.4452007-Оперативный подсчет запасов по Горному месторождению (протокол №18/971-пр от 29.11.2007)Пересчитаны запасы пластов Т1, Т21 и Т22. Приняты КИНы: Т1-0.570, Т21-0.570, Т22-0.5702007-Оперативный подсчет запасов по Горному месторождению (протокол №18/503-пр от 04.07.2007)переоценка состояния запасов на основании 5 вновь пробуренных скважин Пересчитаны запасы по пласту Т3, принят КИН: Т3-0.5702006институт "ТатНИПИнефть"Дополнение к технологической схеме разработки Горного месторождения (протокол ТО ЦКР Роснедра № 590 от 13.12.2006г.)добыча: 2006 г. - 622,2 тыс. т нефти, 1167,0 тыс. т жидкости, 2007 .г - 673,1 тыс. т нефти, 1600,1 тыс. т жидкости, 2008 г. - 654,4 тыс. т нефти, 1927,5 тыс. т жидкости;совместная разработки продуктивных пластов турнейского яруса одной сеткой скважин;сетка скважин 500х500 м;фонд скважин за весь срок разработки - 61бурение пяти добывающих скважин (две в 2006 г., три в 2007 г.) и одного БС (в 2008 г.);2007институт "ТатНИПИнефть"Авторский надзор за реализацией «Дополнения к технологической схеме разработки Горного месторождения» (протокол ЦКР Роснедра по РТ № 706 от 11.12.2007 г.)добыча: 2007 г. - 498,1 тыс. т нефти, 1010,3 тыс. т жидкости, 2008 .г - 430,6 тыс. т нефти, 904,6 тыс. т жидкости, 2009 г. - 352,5 тыс. т нефти, 783,3 тыс. т жидкостивыделение одного объекта разработки: турнейского ярусабурение 4 добывающих скважин в 2007 г. и одного БС в 2008 г.;схема размещения проектных скважин - треугольная, с расстоянием между скважинами 500х500 м;общий фонд - 63 скважины, из них 38 добывающих, 17 нагнетательных, восемь прочих;выполнение геолого-технических мероприятий по оптимизации отборов жидкости из добывающих скважинпродолжение работ по повышению продуктивности скважин методами воздействия на призабойную зону (НСКО, КНН) и по водоизоляции водопритока в скважинах (КОС).2008институт "ТатНИПИнефть"Подсчет запасов нефти, растворенного газа и ТЭО КИН Горного месторождения (протокол ГКЗ РФ № 1730-дсп от 26.09.2008 г.)Переоценка запасов по пластам Т1, Т21, Т22, Т3 и О4, приняты КИНы: Т1-0.597, Т21-0.597, Т22-0.597, Т3-0.597, О4-0.434

В 1990 г. выполнен пересчет запасов нефти и газа по продуктивным пластам Т1 и Т21. Запасы утверждены ГКЗ РФ в 1992 году (протокол № 57дсп от 11.06.1992 г.).

В 1990 г. ЦНИЛ ПО «Оренбургнефть», в связи с получением новых данных по результатам бурения скважины 87, уточнивших представления о геологическом строении залежей пластов Т1 т Т21, составлена «Технологическая схема разработки Горного нефтяного месторождения» (утверждена протоколом № 11 от 6.11.1991 г. ТЭС ПО «Оренбургнефть»). Основные положения Технологической схемы:

-объединение пластов Т1 и Т21 в один эксплуатационный объект;

бурение 30 скважин, в т.ч. 22 добывающих и 8 нагнетательных по сетке 500х500 м;

бурение скважин на Южном куполе со вскрытием пласта Т21;

применение метода изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП);

перевод под нагнетание скв. 3 и 5; реперфорация пласта Т1 в скважинах 9, 14; в скважин 65 провести дострел до ВНК.

резервный фонд - 5 скважин;

С 1990 по 2007 год были выполнены оперативные пересчеты по пластам Т1 и Т21 и оперативные подсчеты по новым промышленным объектам Т22 и Т3.

В 1999г. ОАО «Оренбургнефть» выполнен «Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ОАО «Оренбургнефть» на период действия лицензионных соглашений», по результатам которого существенно скорректированы проектные технологические показатели (протокол ЦКР № 2430 от 07.10.1999г.).

Пласты Т3 и Т22 поставлены на баланс согласно оперативных подсчетов запасов (протокола № 467-2005М от 28.03.2005г и №18/282 от 04.05.2006 г. соответственно).

В 2006г. институтом «ТатНИПИнефть» выполнено «Дополнение к технологической схеме разработки Горного месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра № 590 от 13.12.2006г.) в связи со значительным расхождением фактических и проектных показателей на основании оперативных подсчетов запасов нефти. К реализации в ДТСР был рекомендован четвертый вариант разработки со следующими проектными положениями:

-добыча: 2006 г. - 622,2 тыс. т нефти, 1167,0 тыс. т жидкости, 2007 .г - 673,1 тыс. т нефти, 1600,1 тыс. т жидкости, 2008 г. - 654,4 тыс. т нефти, 1927,5 тыс. т жидкости;

совместная разработка продуктивных пластов турнейского яруса одной сеткой скважин;

сетка скважин 500х500 м;

фонд скважин за весь срок разработки - 61;

бурение пяти добывающих скважин (две в 2006 г., три в 2007 г.) и одного БС (в 2008 г.);

В 2007 г. институтом «ТатНИПИнефть» был выполнен и утвержден ЦКР «Авторский надзор за реализацией «Дополнения к технологической схеме разработки Горного месторождения» (протокол ЦКР Роснедра по РТ № 706 от 11.12.2007 г.), в котором были скорректированы прогнозные уровни добычи нефти по месторождению. По этому документу в настоящее время ведется разработка месторождения.

Основные положения и технологические показатели на период 2007-2009 гг.:

-добыча: 2007 г. - 498,1 тыс. т нефти, 1010,3 тыс. т жидкости, 2008 .г - 430,6 тыс. т нефти, 904,6 тыс. т жидкости, 2009 г. - 352,5 тыс. т нефти, 783,3 тыс. т жидкости (допустимое отклонение фактических показателей разработки от проектных ±20 %);

выделение одного объекта разработки - турнейского яруса;

бурение 4 добывающих скважин в 2007 г. и одного БС в 2008 г.;

схема размещения проектных скважин - треугольная, с расстоянием между скважинами 500х500 м;

общий фонд - 63 скважины, из них 38 добывающих, 17 нагнетательных, восемь прочих;

выполнение геолого-технических мероприятий по оптимизации отборов жидкости из добывающих скважин;

продолжение работ по повышению продуктивности скважин методами воздействия на призабойную зону (НСКО, КНН) и по водоизоляции водопритока в скважинах (КОС).

За время разведки (1974-1977 г.г.) и эксплуатации (с 197

Похожие работы

<< < 1 2 3 4 5 6 > >>