Основные решения проектных документов

Нужно указать какие проектные работы выполнялись по месторождению и что в них рекомендовалось конкретно по вашему пласту (объекту). В конце главы нужно указать действующий проектный документ (тот по которому вы пишите курсовую) и утвержденный конечный КИН.

2.2 Анализ истории разработки по стадиям (выполнять с построением всех таблиц и распределений)

Привести разбиение по стадиям и охарактеризовать их. Таблицу разработки вставить полную. Обратите внимание, если некоторые показатели разработки ведут себя нестандартно, нужно обратить на это внимание и указать причины (например: «… к концу третьей стадии наблюдается снижение обводненности (хотя она должна расти), что объясняется выбытием из эксплуатации наиболее обводнившихся скважин …», и так далее).

В п. 2.2.1 Необходимо рассмотреть какие ГТМ проводились и с какой эффективностью (что сделали, когда, сколько дополнительно добыто нефти).

2.3 Анализ системы заводнения и энергетического состояния залеж и (выполнять с построением всех таблиц и гистограмм)

Характеризуется режим, на котором разрабатывается залежь (как правило естественный упруговодонапорный – если нет закачки, и искусственный упруговодонапорный – если есть). Указывается принятая при проектировании (законтурная, приконтурная, внутриконтурная, и какой подвид) и фактически реализованная система заводнения(система поддержания пластового давления – ППД),если была закачка, когда началось ее внедрение, интенсивность. Приводится гистограмма распределения действующих нагнетательных скважин по приемистости. Необходимопроанализировать динамикупластовых давления и температуры (начальные и текущие значения), какое влияние на них оказала организация ППД.Эффективность закачки определяется по реакции на нее пластовых давления и температуры, отбора жидкости и нефти по годам, для чего строятсяи анализируются соответствующие зависимости.

2.4 Анализ текущего состоянияразработки пласта (объекта) (выполнять с построением всех таблиц и гистограмм)

В начале главы указать основные параметры разработки за последний год.

В п. 2.4.1. Характеристика фонда скважин. Обязательно привести характеристику действующего и бездействующего фонда, особое внимание нужно уделить причинам бездействия и указать как их можно устранить.

В п. 2.4.2. Анализ отборов нефти, жидкости и дебитов скважин. Необходимо построить распределение по дебитам нефти и жидкости, можно сделать раздельные гистограммы или таблицы, в которых указать, что с дебитами по нефти до 5 тонн/сут работает столько-то скважин, от5 до 10 – столько и так далее. Сделать выводы.

В. 2.4.3 Анализ обводнения залежи. Необходимо построить распределение скважин по обводненности, и сделать вывод какие участки залежи наиболее обводнены и о степени обводнения самой залежи и фонда скважин.

2.5 Сопоставление проектных и фактических показателей (выполнять с построением всех таблиц и гистограмм)

Главное нужно указать выполняются ли проектные уровни по годовой и накопленной добыче нефти и обводненности и почему. Какие ГТМ или проблемы при добыче этому способствовали.

2.6. Определение эффективности разработки расчетными методами (расчеты выполняются в соответствии с рекомендациями руководителя курсового проекта)

- Определение конечной нефтеотдачи по статистическим моделям в зависимости от типа коллектора (не выполнять тем, у кого повышенная и высокая вязкость нефти).

-Анализ степени выработки запасов и достигнутого КИН в промытой зоне с построением карт текущих нефтенасыщенных толщин по данным технологического режима.

- Анализ эффективности разработки по характеристикам вытеснения (у кого началась 4 стадия, возможно также определение прогнозной конечнойнефтеотдачи).

- Расчет перспективного плана добычи по методу Г.С. Камбарова (Б.Ф. Сазонова) или любому другому, (в таблицах прогнозных показателей указать добычу нефти в тоннах и весовую обводненность). Обратите внимание, что расчет ведется в кубах и перед расчетом обводненности нужно перейти обратно к тоннам. Расчет ведется до предела рентабельности по весовому обводнению (либо указан в проекте, либо выбирается из интервала 96-98%).

- Определение конечной нефтеотдачи по темпам снижения добычи статистическими методами;

- Любой другой расчет – только по согласованию с руководителем курсового проекта.

По расчетам необходимо сделать выводы.

2.7 Оценка эффективности сложившейся системы разработки и рекомендации по ее регулированию

На основании проведенного анализа текущего состояния, сопоставления проектных и фактических показателей, проведенных расчетов, сформированной системы ППД сделать вывод об эффективности разработки. Также необходимо использовать несколько косвенных показателей эффективности:

- степень выработки и обводненность на поздних стадиях должны быть примерно равны;

- к концу третьей стадии степень выработки должна быть не менее 70%.