Геология и анализ разработки бобриковского эксплуатационного объекта нефтяного месторождения Пермского края

1.

Кафедра теоретических основ разработки месторождений
нефти и газа
Курсовая работа на тему:
«Геология и анализ разработки бобриковского
эксплуатационного объекта нефтяного
месторождения Пермского края»
Выполнила: Лекомцева А. В
Научный руководитель: старший преподаватель
Коршунов А. Ю.

2.

Цель и задачи курсовой работы
Цель работы: оценка состояния разработки
бобриковского эксплуатационного объекта
Москудьинского месторождения
Задачи:
Изучение геологического строения месторождения,
фильтрационно-емкостных свойств пластов и физикохимических свойств насыщающих флюидов
Сопоставление проектных и фактических показателей
разработки
Оценка достижимости запланированных коэффициентов
нефтеизвлечения
Оценка эффективности проводимых геолого-технических
мероприятий
2

3.

Общие сведения о месторождении
Москудьинское месторождение
расположено на юго-западе
Пермского края, в 230 км от г.
Перми.
1979 г. – начало пробной
эксплуатации
1981 г. – ввод в промышленную
эксплуатацию
По величине запасов
месторождение крупное: НГЗ 111
тыс. т, НИЗ 37 тыс. т
Источник: https://permneft-portal.ru/
3

4.

Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез осадочного чехла южной части Пермского края
4

5.

Система
Нефтегазоносность
Ярус
Пласт
Тип коллектора
Живетский D2g
Д2
терригенный
Франский D3f
Д1
терригенный
Каменноугольная Турнейский C1t
Т1, Т2
карбонатный
Визейский C1v
Тл, Бб
терригенный
Девонская
Башкирский C2b Бш
карбонатный
Московский C2m В3В4, КВ1
карбонатный
5

6.

Тектоническое строение
Москудьинское месторождение
расположено на Москудьинском
структурном выступе,
спускающемся с юго-западного
склона Куединского вала
Верхнекамкой впадины
6

7.

Тектоническое строение
7

8.

Характеристика бобриковского
эксплуатационного объекта
Литология: кварцевые песчаники,
алевролиты, аргиллиты
Залежи пластово-сводовые
Средняя Hэф = 1-2,8 м
Пористость – 21%
Нефтенасыщенность – 85%
Физико-химические свойства пластовых
флюидов
Нефть: высокосернистая (3,37%),
парафинистая (2,91%), высоковязкая
(98,28 мПа*с), битуминозная (0,922 г/см3)
Вода: μпл – 1,46 мПа*с
8

9.

Сопоставление проектных и фактических
показателей
90,3
90,3
Добыча нефти, жидкости, тыс.т
500
476,2
437,4
400
85,5
300
260,2
81,8
200
87,3
516,3
484,6
471,5
87,8 451,4
92
90,4
86,9
85,9
257,7
83,6
284,1
88
86
84,9
83,2
90
287,0
284,4
278,0
84
82
80
100
63,4
47,3
60,5
43,3
55,2
45,6
42,9
45,7
40,1 47,0
37,6
49,8
0
2010
2011
2012
Добыча нефти (проект), тыс.т
Добыча жидкости (проект), тыс.т
Обводнённость (проект), %
2013
2014
2015
Добыча нефти (факт), тыс.т
Добыча жидкости (факт), тыс.т
Обводнённость (факт), %
Обводнённость,%
600
78
76
Годы
9

10.

Оценка достижимости запланированного КИН
10

11.

Оценка достижимости запланированного КИН
11

12.

Эффективность ГТМ
12

13.

Рекомендации по дополнению запланированных
ГТМ
Существующие проблемы:
• Высокая вязкость нефти - 98 мПа*с
Предлагаемые решения:
• Закачки горячей воды в пласт ➡ снижение вязкости нефти
• Воздействие растворами полимеров ➡ снижение
проницаемости высокопроницаемых пропластков, включение
в разработку менее проницаемых
13

14.

Рекомендации по дополнению запланированных
ГТМ
Существующие проблемы:
• Снижение пластового давления с 15 МПа до 910 МПа
Предлагаемые решения:
• Перевод под закачку скважин
14

15.

15

16.

16

17.

Спасибо за внимание!

18.

Подписи к рисункам,
источники ???
выбрать скважины для
перевода под закачку и
замазать на карте давлений
таблицу с Рпл, сделать
колонку, доделать
эффективность гтм, выделить
на 8 слайде купола бб,
Мб закинуть хв