zxcdd (729524)

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла

ведение……………………………………………………………………………………………….1

2. Геологическая характеристика месторождения

2.1 Нефтеносность…………………………………………………………………………………. 5

2.2 Характеристика продуктивных пластов……………………………………………………... 6

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов…………………………………………..8

2.4 Особенности разработки Приобского месторождения……………………………………….9

2.5 Геолого-физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении………………………………………………………………… 11

3. Заводнение пластов…………………………………………………………………………… 12

4. Расчет показателей разработки месторождения при трехрядной схеме расположения скважин……………………………………………………………………………………………..16

4.1 Методика расчета дебитов воды и нефти в элементе трехрядной системы разработки……………………………………………………………………………….. 17

4.2 Расчет показателей разработки элемента трехрядной системы………………………….. 17

4.3 Определение показателей разработки месторождения…………………………………….20

5. Список литературы…………………………………………………………………………….. 25

1. Введение

В отечественной и зарубежной практике разработки нефтяных месторождений широко используются различные методы воздействия на пласт, различающиеся механизмами воздействия на пласты и используемыми рабочими агентами. Наиболее распространенными методами воздействия являются:

заводнение (включая различные гидродинамические методы воздействия);

разновидности заводнения с использованием химических реагентов (физико-химические методы воздействия):

полимерное,

с применением ПАВ,

мицеллярное,

щелочное,

растворами кислот,

агентами на спиртовой основе,

агентами на других основах,

карбонизированной водой,

заводнение с потокоотклоняющими технологиями на основе химических

реагентов;

газовые методы:

смешивающиеся вытеснение нефти углеводородными газами, несмещивающиеся вытеснение нефти углеводородными газами, вытеснение нефти неуглеводородными газами, водогазовая репрессия;

нагнетание оторочек жидких растворителей, тепловые методы;

нагнетание пара, нагнетание горячей воды, внутрипластовое горение.

микробиологические методы.

Выбор метода воздействия на нефтяные залежи определяется рядом факторов, наиболее существенными из которых являются геолого-физические характеристики залежей, технологические возможности осуществления метода на данном месторождении и экономические

критерии. Перечисленные выше методы воздействия на пласт имеют многочисленные модификации и, в своей основе, базируются на огромном наборе составов используемых рабочих агентов. Поэтому при анализе существующих методов воздействия имеет смысл, в первую очередь, использовать опыт разработки месторождений Западной Сибири,- а также месторождений других регионов с аналогичными Приобскому месторождению свойствами коллекторов (в первую очередь низкую проницаемость коллекторов) и пластовых флюидов.

2. Геологическая характеристика месторождения 2.1 Нефтеносность

На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км. Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты K)i и Юз) и баженовской (пласт Юо) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в

шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.

В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов: AC₁₂3, АС₁₂2, АС₁₁2-4, АС₁₁1, АС₁₁0, АС₁₀1-2, АС₁₀0, АС₉, АС₇. Залежи пластов АС ₇, АС₉ промышленного интереса не представляют.

2.2 Характеристика продуктивных пластов

Основные запасы нефти на Приобском месторождении сосредоточены в отложения неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счёт выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: котинентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море.

По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними песчано-алевролитных пород.

Согласно определениям, выполненным специалистами ЗапСибНИГНИ по фауне и споропыльце, отобранным из глин в интервале залегания* пимской пачки, возраст этих отложений оказался готеривским. Все пласты, что находятся выше пимской пачки. Проиндексированы как группа АС, поэтому и на Приобском месторождении пласты BCi.5 были переиндексированы на АС_7-12 .

При подсчёте запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1,

Сводная таблица параметров продуктивных пластов в пределах

эксплуатационного участка.

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС 10, АС 11 и АС 12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5 -2 раза нижепластового ( высокая степень пережатия).

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезуэксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют онезначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

Нефти пластов АС 10, АС 11, и АС 12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС 11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6 -С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество лёгких углеводородов СН4 - С5Н12 , растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%. Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19(пластАС 10)- 64,29(пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /СЗН8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залажей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС 10 средней вязкости , с содержанием фракций до 350_С больше 55%, нефти пластов АС 11 и АС 12 вязкие, с содержанием фракций до 350 С от 45% до 54,9%.

Технологический шифр нефтей пласта АС 10 - II Т1П2, пластов АС 11 и АС12-П Т2П2.

Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристикми нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении. Условия сепарации следующие:

1 ступень - давление 0,785 Мпа, температура 10⁰С;

2 ступень - давление 0,687 Мпа, температура 30⁰С;

3 ступень - давление 0,491 Мпа, температура 40⁰С;

4 ступень - давление 0,103 Мпа, температура 40⁰С. Приобское месторождение разрабатывается в сложных условиях, обусловленных особенностями его географического расположения и геологического строения продуктивных пластов.

2.4 Особенности разработки Приобского месторождения

Месторождение удаленное, труднодоступное, 80% территории находится в пойме реки Обь и затопляется в паводковый период. Месторождение отличается сложным геологическим строением - сложное строение песчаных тел по площади и разрезу, пласты гидродинамически слабо связаны. Для коллекторов продуктивных пластов характерны:

низкая проницаемость;

низкая песчанистость;

повышенная глинистость;

высокая расчлененность.

До 1996 года месторождение разрабатывалось по технологической схеме "Уточненные технологические показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения (Левобережная часть)", составленной СибНИИНП в 1990 году. Разработка каждого эксплуатационного объекта АС₁₀, АС₁₁, AC₁₂ проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС ₁₂.

В 1997 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки левобережной части Приобского месторождения, включая пойменный участок N4", в котором были даны

Характеристики

Тип файла документ

Документы такого типа открываются такими программами, как Microsoft Office Word на компьютерах Windows, Apple Pages на компьютерах Mac, Open Office - бесплатная альтернатива на различных платформах, в том числе Linux. Наиболее простым и современным решением будут Google документы, так как открываются онлайн без скачивания прямо в браузере на любой платформе. Существуют российские качественные аналоги, например от Яндекса.

Будьте внимательны на мобильных устройствах, так как там используются упрощённый функционал даже в официальном приложении от Microsoft, поэтому для просмотра скачивайте PDF-версию. А если нужно редактировать файл, то используйте оригинальный файл.

Файлы такого типа обычно разбиты на страницы, а текст может быть форматированным (жирный, курсив, выбор шрифта, таблицы и т.п.), а также в него можно добавлять изображения. Формат идеально подходит для рефератов, докладов и РПЗ курсовых проектов, которые необходимо распечатать. Кстати перед печатью также сохраняйте файл в PDF, так как принтер может начудить со шрифтами.

Список файлов реферата