Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
ВВЕДЕНИЕ.
Нефтяная промышленность является одной из важнейших составляющих экономики России, непосредственно влияющей на формирование бюджета страны и её экспорт. Состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса является наиболее острой проблемой на сегодняшний день. Ресурсы нефти постепенно истощаются, большое число месторождений находится в конечной стадии разработки и имеют большой процент обводненности , поэтому , наиболее актуальной и первостепенной задачей является поиск и введение в эксплуатацию молодых и перспективных месторождений , одним из которых является Приобское месторождение ( по запасам - оно одно из крупнейших месторождений России ) .
Балансовые запасы нефти в данном месторождении, утвержденные ГКЗ, по категории С1 составляют 1827,8 млн.т., извлекаемые 565,0 млн.т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,309 с учетом запасов в охранной зоне под поймами рек Обь и Большой Салым.
Балансовые запасы нефти категории С2 составляют 524073 тыс. т., извлекаемые - 48970 тыс. т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,093.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 0бщие сведения о районе месторождения
Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Район удален на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийск, и на 100 км от города Нефтеюганск. В настоящее время район относится к числу наиболее экономиически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объемов геолого-разведочных работ. Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское, Приразломное, Правдинское. К югу-востоку от месторождения проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк и нефтепровод Усть-Балык - Омск.
Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы, молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-35 м. Южная часть площади тяготеет плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной террасы со слабо выраженными формами речной эрозии и аккумуляции.
1.2 Стратиграфия и тектоника
Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (долее 3000 м) терригенных отложений осадочного чехла мезокайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания. В разрезе доюрской толщи выделяются два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелатами и метаморфизованными известняками.
Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс составляет менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной 650 м. Юрская система предстовлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.
В ее составе выделяются тюменская, абалокская и баженовская свиты. Отложения Тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава. Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450 м.В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973 м.
Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Абалакская свита представлена темно-серыми, почти темными аргиллитами плотными, массивными, алевритистыми, местами известковистыми глауконитовыми остатками раковин пелиципод; белемнитов, образовавшимися в условиях нормального морского режима. В основании встречаются песчаники, алевролиты, оолитовые сидериты. Толщина свиты 17-32 м.
Баженовская свита сложена в основном аргиллитами темно-серыми, почти черными с коричневатым оттенком, преимущественно тонкослоистыми до листоватых, прослоями массивными, битуминозными, слюдистыми с очень подчиненными значением известняков и мергелей. Для разрезов свиты характерна следующая закономерность - в верхней части чаще встречаются бурые породы, в средней черные, а в нижней карбонатные или породы с аутигенным кремнеземом. Для пород баженовской свиты характерно присутствие обильных включений пирита, обугленного растительного детрита и фауны аммонитов, пелиципод, фараминифер, и радиолярий.
Залегание пород баженовской свиты почти горизонтальное и кровля ее четко фиксируется на Приобской площади, мощность свиты составляет 26-38 м. Меловая система на территории Приобского месторождения развита повсеместно и представлена двумя отделами нижним и верхним.
Нижний отдел представлен ахской, черкашинской. алымской, викуловской и ханты-мансийской свитами.
Этаж нефтегазоносности на Приобском месторождении охватывает толщу осадочных пород от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5 км, но все же основ-ные запасы нефти на месторождении сосредоточены в отложениях неокомского воз раста. 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 (300-400 м).
При подсчете запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов- АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1, АС11/0, АС10/2-3, АС10/1, АС10/0, АС9, АС7.
Пачка продуктивных пластай АС12 залегает в основании мегакомплекса и является его наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. В ее составе выделено три пласта АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, мощность которых колеблется от 4- до 10 метров
Основная залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2620-2750 метров и является литологической экранированной со всех сторон. По площади она занимает центральную террасовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток.
Нефтенасыщенные толщины изменяются от 12,8 до 1,4 м. Дебиты нефти составляют от 1,02 мЗ/сутки до 7,5 мЗ/сутки при Нд=1327 метров. Открытая пористость изменяется от 15 до 20%, нефтенасыщенность от 0,49 до 0,84; песчанистость от 0,017 до 0,57; вскрытые нефтенасыщенные толщины от 0,6 м до 32,4 м. Размер литологически экранированной залежи составляют 25,2x7,5км, высота 126 м. Залежь АС12/3 в районе скважины 241 вскрыта на глубинах 2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов.
Дебиты нефти не велики и составляют при различных динамических уровнях 0,4-8,5 мЗ/сут. Размеры залежи 18x8,5, высота 70 м.
Залежь пласта АС12/3 вскрыта на глубинах 2632-2672 м и представляет со-бой линзу песчаников на западном погружении Приобской структуры.
Нефтенасыщенные толщины, как и предыдущих залежах, максимальное на востоке 6 м и минимальное на западе 1 м. В скважине 234 при испытании интервала 2646-2656 м приток нефти 13,9 мЗ/сут. при Нд=1329м. Размеры залежи 8,5x4 км, высота 40 м, тип и литологический, экранированный.Основная залежь АС12/1-2 является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536-2728 м3 .Приурочена к моноклинали, осложненной небольшими по амплитуде локальными поднятиями с зонами перехода всего 5,2 м между ними. С трех сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге коллектора имеют тенденцию к развитию. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6 м, при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи и восточную. Дебиты нефти изменяются от 1мЗ/сут при Нд до 26 мЗ/сут на 6 мм штуцере (скв. 235). Размеры литологической экранированной залежи 45x25 км, высота 176 м. В пласте АС12/1-2 вскрыты залежи в районе скв. 4Х-М (7,5x7 км, высотой 7 м) и в районе скв. 330 (11x4,5, высотой 9 м). Обе залежи литологического экранированого типа.
Пласт АС12/0 имеет меньшую по размерам зону развития. Основная залежь АС12/0 представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Размеры ее 41x14 км, высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от 1 мЗ/сут при динамических уровнях до 48 мЗ/сут (8 мм штуцер). Небольшая изолированная залежь выявлена в районе скв. 331, размеры ее 5x4,2 км, высота 21 м.
Дебит нефти 2,5 мЗ/сут при динамическом уровне 1932 м. Покрышка горизонта АС12/0 образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.
Выше по разрезу залегает пачка продуктивных пластов АС11, в состав которых входят АС11/0, АС11/1, АС11/2, АС11/3. АС11/4.
Три последних объединены в единый подсчетный объект, имеющий очень сложное строение как по разрезу, так и по площади.
В зонах развития коллекторов, тяготеющих присводовым участкам, наблюдаются наиболее значительные толщины горизонта с тенденцией увеличения на северо-восток (до78,6 м в скв.246).
На юге-востоке (скв. 151) этот горизонт представлен лишь пластом АС 11/2, в центральной части скв. 262 - пластом АС11/3, на севере скв. 246-24 7 - пластом АС11/2-4. выделено восемь небольших по размерам и по площадям отдельных залежей в пласте АС 12/2-4, вскрытых 1-2 скважинами каждая. Дебиты в диапазоне от 0,4 скв. 252 до25,5 мЗ/сут при динамических уровнях 801-1284 м. Основная залежь АС11/1 является второй по значению в пределах месторождения. Пласт АС 11/1 развит в присводовой части вилообразного поднятия субмеридиального простирания, осложняющего моноклиналь. С трех сторон залежь ограничена зонами глинизации,а на юге граница проведена условно. Размеры основной залежи 4-8x15 км, высота 112 м. Дебит изменяется от 2,4-6 мЗ/сут при динамическом уровне 1195 м до 118 м/сут через 8 мм штуцер. Имеется линзовидная залежь в районе скв. 151 (5x3,2 км, высотой 7м).Пласт АС 11/0 выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо-востоке и на юге. Толщина его от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8x5,5км, вторая 4,7x4,1 м. Обе залежи литологический экранированного типа имеют нефтенасыщенные толщины от 2 до 4 м. Характеризуются притоками нефти от 4- до 14- мЗ/сут.
Горизонт АС 10 вскрыт почти всеми скважинами и состоит из трех пластов АС10/2-3, АС10/1, АС10/0. Основная залежь АС10/2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Тип залежи литологический экранированный, размеры 31x11 км, высотой до 292 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м. Небольшие литологический экранированные залежи зафиксированные в районах скважин 243(8x3,5 км) и 295(9,7х 4 км).Нефтенасыщенные толщины 1,6 - 8,4 м. Дебиты нефти 5,7-8,4 мЗ/сут. При динамическом уровне 1248 м.
В пределах зон развития пласта АС10/1 в песчаных фациях выделены четыре залежи. Основная залежь АС10/1 вскрыта на глубинах 2374-2492м. Размеры залежи 38x13 км, высота до 120 м. Южная граница проводится условно. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м.
Безводные притоки нефти составили от 2,9 при динамическом уровне 1064м до 6,4 мЗ/сут переливом на 2 мм штуцере.
В районе скважин 255, 420, 330 выявлены литологический кранированные залежи небольших размеров (6x4 км) с нефтенасыщенными толщинами от 0,8 до 5,2 км. Завершает разрез пачки пластов АС10, продуктивный пласт АС10/0, в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридианального простирания.
Залежь АС10/0 в районе скважины 242 литологический экранированная. Дебит нефти составляет 4,9-9 мЗ/сут при динамических уровнях 1261-1312м.
Размеры 15 х 4,5 км, высота до 58 м. Залежь АС10/0 в районе скв. 239 размерами 9x5 км, высотой 63 м. Нефтенасыщенные толщины от 1,6 до 2,4 м, дебиты 2,2-6,5 мЗ/сут. В районе скд. 180 литологический экранированная залежь размерами 6,2 х 4,5 км. Нефтенасыщенная толщина 2,6 м. Дебит 25.9 мЗ/сут. При динамическом уровне 1070м.
Горизонт АС9 имеет ограниченное распространение и представлен о биде отдельных фациальных зон, располагающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения. На востоке месторождения выявлены три небольших (6хЗ,6км) залежи в районе скв.406, 411, 408. Все залежи литологический экранированные. Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС7, который имеет очень мозаичную картину во размещении нефтеносных полей.
1.3 Характеристика продуктивных пластов.
Для продуктивных пластов неокомского возраста Приобского месторождения характерны следующие общие черты:
Поровый, пленочный, порова-пленочный цемент, по составу глинистый, реже карбонатно-глинистый.
Горизонт АС12 представлен неравномерным довольно тонким чередованием песчаников и алевролитов с прослоями уплотненных глин.
Нередки и прослои карбонатных пород или песчано-алевролитовых разностей с кальцитовым цементом. Содержание песчаной фракции по пластам горизонта составляет 37-40%.
В обломочной части пород коллекторов горизонта АС и наблюдается преобладание кварца (43,4-46,4%) над полевыми пшатами (40-45,5%) при небольшом количестве обломков пород (10,4-13%), представленных кварцевыми, кремнистыми разностями, эффузивами и сланцами. В глинистом цементе наблюдается довольно значительное содержание каолинита (47,4%). Содержание хлорита 34%, гидрослюды 18,4%.
Породы-коллектора пласта АС3 представлены цепочкой песчаных линзовидных тел северо-восточного простирания. Коэффициент песчанистости пласта имеет тенденцию увеличиваться в северо-восточном направлении и колеблется от 0,004 до 0,7 (в среднем 0,29). Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 14 (Крср=5). Средне здешенная по толщине средняя величина открытой пористости равна 17,5%, проницаемость 0,001мкм2, остаточная водонасыщенность 58,9%, карбонатность 3,05%. Породы-коллекторы пласта АС121-3 как известно занимают наиболее обширную территорию на месторождении и наблюдаются в виде мощного субмеридионального вытянутого линзовидного песчаного тела. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0,04 до 0,63, составляя в среднем 0.29. Коэффициент расчленености увеличивается с повышением величины эффективной толщины пласта и изменяется в пределах от 1 до 33 (Крср=10).
В распределении фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по пласту АС1-2 наблюдается определенная зональность. На востоке отмечается зона коллекторов с наилучшими ФЕС (Кп более 19% и Кпр более 10мД) по залежи, для которой характерны и повышенные дебиты нефти вплоть до фонтанов. В следующей за ней зоне преобладают коллектора с пористостью от 17,5 до 19% и Кпр 1-7мД, дебиты изменяются от 2 до 5 мЗ/сут.
Последняя зона характеризуется Кпр 1мД и Кп 17,5%, дебиты в этой зоне не превышают 2 мЗ/сут при динамическом уровне. I
Средние параметры, характеризующие коллекторские свойства пласта, следующие: пористость 18,5%, проницаемость 0,005 мкм2, остаточная водоносность 55,8%, остаточная нефтенасыщенностъ 22,8%, карбонатность 3,2%. Содержание алевритовой фракции по пласту составляет 51,3%, песчаной 37,5%. В целом для пласта АС121-2 отчетливо прослеживаются так называемые "каналы" (понижения в палеорельефе, вероятно, с последующим размывом), по которым шла основная транспортировка терригенного материала, где в настоящее время и сконцентрирована основная масса песчаного материала.
Пласт АС12° имеет в принципе ту же зону развития, что и нижележащий пласт, но меньшую по размерам. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0,03 до 0,60, составляя в среднем 0,28. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 25 (Крср=7). Коллекторские свойства пласта AC12 имеют тенденцию улучшатся в вос-точном направлении. Открытая пористость колеблется в пределах 17,2-20,0%, проницаемость 0,005-0,013 мкм2, остаточная водонасыщенность 39,5-75,8%, остаточная нефтенасыщенность 10,6-41,8%, карбонатность 2,2-5,6%, алевритовая фракция составляет 48,3%, песчаная 40,1%.
В целом ФЕС коллекторов пласта АС и близки между собой, при этом коллектора пласта АС120 обладают пониженными значениями. Горизонт АС и на Приобском месторождении как известно представляет собой огромную субмеридиональную вытянутую линзу, ограниченную практически со всех сторон зонами глинизации.
Формирование породколлекторов на данной территории происходило, вероятно, большей частью в условиях шельфового мелководья. Коэффициент песчанистости в среднем составляет 0,13.
Связь Кп с эффективной толщиной отсутствует. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 14, составляя в среднем 5. Основная доля среди коллекторов приходится на пропластки менее 1м-79,4%.
В отличие от горизонта АС12 содержание песчаной фракции здесь несколько больше 43,8%, пласт более однородный Кодн=1,66, лучше отсортированность пород.
По составу породообразующих компонентов песчаники аркозового состава с преобладанием кварца (44,2%] над полевыми шпатами (39,7%) при небольшом количестве обломков пород (15,8%] и слюды (0,6%]. Открытая пористость в среднем составляет 19,2%, проницаемость 0,015мкм2, остаточная водонасыщенность 28,9%, карбонатность 2,1%.
Коллекторы пласта ACп1 приурочены в основном к присводовой части в виде широкой полосы северо-восточного простирания. Коэффициент расчлененности пласта АС111 колеблется в пределах от 1 до 14, а среднее его значение равно 8. Для этого пласта также характерно наличие более значительной доли пропластков мощностью от 1 до 4 м - 41,8%, при небольшом преобладании прослоев менее 1м- 54,3%.
1.4 Характеристика пластовых флюидов.
Пластовые нефти по продуктивным пластам не имеют значительных различий по своим свойствам.
Нефти пластов АС10, АС11 и АС12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте А11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6-С5Н12 - 9,85%. Для нефти всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пептона над изомерами. Количество лёгких углеводородов СН4-С5Н12, растворенных в разгазированных нефтях, составляет 8,2 - 9,2%.
Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нем составляет 56,19 (пласт АС10) - 64,29 (пласт AC12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6/СЗН8 равна 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2.7-3,2%, тяжелых углеводов С6Н14 + высшие 0,95-128%. Количество диоксида углерода и азота невелика, около 1%. Разгазированные нефти всех пласmoв сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности. Нефть пласта АС10 средней вязкости, с содержанием фракций до 3500С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС 12 вязкие, с содержанием фракций до 3500С от 45% до54,9%.
Технологический шифр нефти пласта АС10-11/11т1П2, АС1 и АС12 -11 Т.
Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристиками нефти и газов Приобское месторождение является частью гидродинамической системы Западно-Сибирского артезианского бассейна. Его особенностью является наличие водоупорных глинистых отложений олигоцентурона, толщина которых достигает 750м, разделяющих разрез мезокайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи.
Верхний этаж объединяет осадки турончетдертичного дозраста и характеризуется свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между содой.
В состав верхнего гидрогеологического этажа входит три водоносных горизонта:
Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако, вследствие значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт.
Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноманюрского возраста и обводненными породами верхней части доюрского фундамента.
На больших глубинах в обстановке затрудненного, а местами и почти застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов.
Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса.
Для заводнения нефтяных пластов на Приобье широко используются подземные воды аптсеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.
Данные приведены в таблице 1.1
|
Наименование |
Индекс пласта |
||||||
|
АС(10)1 |
АС(10)2-3 |
Среднее АС10 |
АС11(1) |
АС12(0) |
АС12(1-2) |
Среднее по АС12 |
|
|
Пластовое давление, МПа |
23,4 |
24,3 |
23,8 |
24,6 |
24,9 |
25,1 |
25,1 |
|
Пластовая температура, 0С |
88 |
87 |
87 |
89 |
88 |
88 |
88 |
|
Давление насыщения, МПа |
9,9 |
8,7 |
9,3 |
11,8 |
10,7 |
10,2 |
10,3 |
|
Газосодержание, м3/т |
67 |
66 |
67 |
67 |
72 |
69 |
70 |
|
Газовый фактор при усл.сепарации, м3/т |
54 |
55 |
55 |
70 |
62 |
59 |
60 |
|
Объемный коэффициент |
1,214 |
1,207 |
1,21 |
1,244 |
1,216 |
1,199 |
1,201 |
|
Плотность нефти, кг/м3 |
785 |
782 |
784 |
769 |
778 |
792 |
788 |
|
Объемный коэффициент при усл.сепарации |
1,177 |
1,18 |
1,179 |
1,206 |
1,186 |
1,164 |
1,171 |
|
Вязкость нефти мПа*С |
1,52 |
1,85 |
1,69 |
1,37 |
1,46 |
1,6 |
1,56 |
|
Коэффициент объемной упругости, 1МПа*10 |
9,4 |
10,1 |
9,8 |
10,7 |
10,2 |
11 |
10,8 |
|
Плотность нефти при усл. Сепарации, кг/м3 |
873 |
896 |
870 |
869 |
867 |
869 |
868 |
1.5 Состояние разработки месторождения
Крупнейшая залежь на Приобское месторождении находится в разработке с 1986 года. Разработка ведется с поддержанием пластового давления по 9-ти точечной системе размещения скважин. Начальные извлекаемые запасы нефти утверждены в количестве 67 221 тыс.тонн. С начала разработки из залежи добыто 29.913,345 тонн нефти, что составляет 44,5% от начальных извлекаемых запасов. Добыча нефти на Приобском месторождении в 2003 г. — составила 17,6 млн. тонн, в 2004 г.- 20,42 млн. тонн, в 2005 г. — 20,59 млн. тонн.
В стратегических планах развития компании Приобскому месторождению отведено одно из главных мест — к 2009 г. здесь планируется добывать до 35 млн. тонн.
В последний день июля 2006 года нефтяники Приобского рапортовали о добыче 100-миллионной тонны нефти. 60% территории Приобского месторождения расположены в затопляемой части поймы реки Оби, при строительстве кустовых площадок, напорных нефтепроводов и подводных переходов применяются экологически-безопасные технологии.
Основными проблемами разработки являются:
С целью снижения темпов обводнения скважин в западной части залежи проводятся мероприятия по выравниванию профилей приемистости и повышению нефтеотдачи (закачки ВУС, ЭC), а также идет внедрение циклических методов заводнения и отборов, с целью изменения направления движения фильтрационных потоков.
2.ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 История вопроса
Основная цель исследования залежей и скважин — получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.
Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).
2.2 Уровень разработанности проблемы в теории
В общем комплексе способов исследования скважин и пластов особое значение имеют гидродинамические методы - основа всей системы контроля за процессами разработки нефтегазовых месторождений.
Особое значение приобретают эти методы на стадии промышленной эксплуатации залежи, так как на основании данных гидродинамических исследований можно оценить распределение текущей нефтенасыщенности, определить профили притоков, продвижение контуров нефтеносности, распределение давлений и т. д. Гидродинамические методы исследования скважин позволяют также оценить эффективность мероприятий по интенсификации добычи нефти.
Таким образом, современные гидродинамические методы исследования дают возможность получать по промысловым данным важнейшие параметры пласта, на основании которых проектируются системы разработки месторождений, регулируется процесс добычи нефти и анализируется эффективность разработки объектов.
2.3 Уровень разработанности проблемы в практике
Технология исследования.
Цель исследования заключается в контроле продуктивности скважины, изучении влияния режима работы на производительность и оценке фильтрационных параметров пласта.
Технология исследования состоит в непосредственном измерении дебитов скважин Q и соответствующих им значений забойного давления Рз последовательно на нескольких (не менее трех) предварительно обеспеченных установившихся режимах работы. Время стабилизации режима работы зависит от фильтрационной характеристики пласта, обычно устанавливается опытным путем (рядом последовательных измерений Q) и составляет от нескольких часов до 2 - 5 суток. Об установившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного давления при условии работы скважины в заданном режиме. Чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации. Одновременно определяют газовый фактор и отбирают на выкидных линиях пробы жидкости на обводненность и наличие песка. Предпочтительным является изменение режима работы скважины в сторону постепенного возрастания дебита.
2.4 Расчетная часть
Таблица 2.2
|
Режимы работы скважин |
Пластовое давление , МПа |
Забойное давление , МПа |
Депрессия P=- |
Дебит жидкости Q, тн./сут |
|
1 2 3 4 |
28 28 28 28 |
23,1 23,95 25,7 27 |
4,9 2,05 2,3 1 |
65,4 55 32 12,5 |
Исследование скважин при установившемся режиме фильтрации.
Исходные данные:
Толщина пласта: h=1,м;
Радиус контура питания: =250,м;
Радиус скважины: =0,124,м;
Вязкость пластовой нефти: µ=1,2 ,мПа·с;
Плотность нефти в пластовых условиях: =850, кг/;
Объемный коэффициент нефти при пластовой температуре: =1,3;
Коэффициент гидродинамического несовершенства: c=11,2;
Пластовое давление: =28, МПа;
Забойное давление: =23,1, МПа;
Депрессия: P=-;
Дебит жидкости: Q=65,4, тн./сут.
Ход работы:
1. По данным таблицы строим в масштабе индикаторную диаграмму в координатах ΔP-Q. Для этого определяем депрессии ΔP.
Δ= Δ=-=4,9
Δ=-=2,05
Δ=-=2,3
Δ=-=1
2. Уравнение притока:
Q=(- )= ΔP; (2.1)
из уравнения (2.1)
=, Т/сут*МПа; (2.2)
==13,3 Т/сут*МПа;
Для определения берут любую точку на прямолинейном участке индикаторной диаграммы.
3. Определяем коэффициент проницаемости:
k=·(2,3lg*+c), ; (2.3)
k=*(2,3lg*+11,2)=0,07 ;
4. Определяем коэффициент гидропроводности:
Ɛ=, /Па·с; (2.4)
Ɛ==0,58 /Па·с;
5. Определяем коэффициент подвижности:
Х=k/µ, /Па·с. (2.5)
Х=0,07/1,2=0,58 /Па·с.
2.5 Экологическая безопасность.
Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность оказывает существенное воздействие на окружающую среду. Это происходит на всех этапах «большого пути» нефти – от бурения поисковых скважин в процессе разведки до выброса парниковых газов при использовании моторного топлива. Поэтому в отрасли необходимо использовать самые современные технологии, позволяющие минимизировать экологические риски. Разливаясь, нефть загрязняет почву и воды, и требуются огромные усилия и средства, чтобы ликвидировать нанесенный природе ущерб. Разлив особенно опасен на шельфе, поскольку нефть очень быстро распространяется по поверхности моря и при больших выбросах заполняет водную толщу, делая ее непригодной для жизни. В результате несоблюдения технологии добычи или непредвиденных событий (например, лесных пожаров) нефть в скважине может загореться. Не слишком масштабный пожар можно потушить водой и пеной и закрыть скважину стальной заглушкой.
Современные нефтяные компании реализуют специальные экологические программы и вкладывают средства и ресурсы в природоохранные мероприятия.
3.ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Я в своей курсовой работе по Приобскому месторождению рассмотрел геологию месторасположения месторождения, стратиграфию и тектонику, охарактеризовал нефтегазоносные пласты, пластовые флюиды и состояние разработки месторождения. В теоретической части я рассмотрел анализ состояния исследования скважин на установившихся режимах фильтрации, определил: депрессию- 4,9 ;приток жидкости к скважине -13,3 Т/сут*МПа; коэффициент проницаемости-0,07 ; коэффициент гидропроводности-0,58 /Па·с; коэффициент подвижности-0,58/Па·с.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Покрепин Б. В., Разработка нефтяных и газовых месторождений: Учебное пособие.
2. http://xreferat.ru/76/572-1-issledovanie-neftyanyh-skvazhin-pri-ustanovivshihsya-rezhimah-fil-tracii.html
3. http://www.coolreferat.com/Исследование_нефтяных_скважин
4. Л.С. Каплан Безопасные технологии и техника безопасности в нефтедобыче. Уфа, 2004
PAGE 4