Движение жидкостей и газов в природных пластах - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Движение жидкостей и газов в природных пластах

Анализ методов увеличения нефтеотдачи пластов на Восточно-Еловом месторождении. Физико-географическая и экономическая характеристика района: стратиграфия месторождения, оценка продуктивных пластов, системы их разработки с поддержанием пластового давления.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


Технология и техника методов повышения нефтеотдачи
Движение жидкостей и газов в природных пластах
1.1 Физико-географическая и экономическая характеристика района
1.2 Стратиграфия Восточно-Елового месторождения
1.5 Характеристика энергетического состояния месторождения
1.8 Характеристика коллектора (по пластам)
2. Анализ текущего состояния разработки месторождения
2.1.1 Обоснование метода вхождения в пласт
2.2 Стадии разработки месторождений
2.3 Показатели разработки месторождения
2.4 Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления
3. Анализ методов увеличения нефтеотдачи пластов на Восточно-Еловом месторождении
3.1 Паротепловая обработка призабойной зоны скважин
3.2 Тепловые методы повышения нефтеотдачи
3.3 Вытеснение нефти перегретым паром
4. Методы контроля и регулирования разработки месторождения
4.1 Методы регулирования месторождения и оценка их эффективности
В наше время существенно увеличились масштабы добычи нефти и газа и вводятся в разработку месторождения со сложными геолого-физическими условиями, решается важнейшая проблема увеличения полноты извлечения нефти из недр.
Исследования показывают, что средняя величина коэффициента нефтеотдачи составляет в СНГ 0,37-0,4, а в США - 0,33 (по данным Торри). Нефтеотдача пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами, характеризующимися режимом растворенного газа, еще ниже. М.Макет считает, что объем нефти, которая может быть извлечена из пластов, достигших экономического предела эксплуатации с помощью существующих методов воздействия, составит 1/3 объема нефти оставшейся в пласте. Следовательно, запасы остаточной нефти в так называемых истощенных пластах огромны. Они представляют собой солидный резерв нефтедобывающей промышленности. Повышение коэффициента нефтеотдачи пласта со средними запасами до 0,7-0,8 равносильно открытию новых крупных месторождений. Увеличение отношения объема добываемой нефти к ее остаточным труднодоступным (или недоступным) для извлечения запасам является очень важной и сложной проблемой. Однако работы отечественных и зарубежных исследователей показали, что она может быть решена в ближайшем будущем.
Нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».
В административном отношении Восточно-Елового месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
На 01.01.14 г. ОАО «Сургутнефтегаз» залицензировало 32 месторождения, из которых 23 находятся в разработке, 3 подготовлено к разработке, 6 находятся в разведке. Накопленная добыча к 2013 году составила свыше 1 млрд. т. Распределение накопленной добычи по группам месторождений следующее:
На уникальное по своим запасам Восточно-Еловое месторождение приходится 43,4% суммарно накопленной добычи, соответственно на 13 крупных - 52,3 средних -35 и 6 мелких -1%.
Восточно-Еловое нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 30 километрах северо-восточнее г. Сургут. Рядом расположены крупные месторождения: Восточно-Сургутское и Родниковое. Через г. Сургут проходит железная дорога, в г. Сургут расположен крупный порт Обь-Иртышского пароходства, большой аэропорт, крупнейшая в Сибири ГРЭС.
Район месторождения представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно заселенную равнину, приуроченную к северу широту течения реки Оби, которая судоходна в течение всей навигации: со второй половины мая до конца октября. Гидрографическая сеть представлена судоходной рекой Тромъеган, много озер.
Грунтовые воды на территории месторождения встречаются на глубине от 4 до 15 м.
Толщина торфяного слоя доходит до 5 м, растительного покрова 0,3-0,5 м. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием на водоразделах хвойных деревьев и тальниковых кустарников.
Климат района резко континентальный. Среднегодовая температура колеблется от -3,20С до -2,60С. Среднее количество осадков достигает 500-550 мм в год. Толщина снегового покрова в среднем 0,6 м, но в низких местах и в лесу достигает 1,0-1,5 м. Толщина льда на реках и озерах 0,35-0,75 м.
В результате поисково-разведочных работ на строительные материалы в Сургутском районе открыты месторождения керамзитовых и кирпичных глин, строительных песков, песчано-гравийные смеси. Кроме того, здесь имеются большие запасы торфа, гравия, песка, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства автодорог, в промышленном и гражданском строительстве. Важным строительным материалом является лес.
В качестве основного источника для централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения служат подземные воды отложений атлым-новомихайловского водоносного горизонта палеогенового возраста. Залегающего на глубине 200-300 м: эффективная толщина горизонта 60 м, величина напора над кровлей - 160 м. Для поддержания пластового давления при эксплуатации месторождения используются воды горизонтов сеном-альб-аптского водоносного комплекса.
Восточно-Еловое месторождение введено в эксплуатацию в 1992 году. Объектами разработки являются продуктивные пласты ЮС1 и южная залежь пласта БС12 Родникового месторождения, которая в плане совпадает с залежью ЮС1 Восточно-Елового месторождения. Согласно технологической схеме разработки предусматривается:
выделение двух эксплуатационных объектов - БС12 и ЮС1;
применение трехрядной системы размещения скважин по сетке 400ґ400 в разбуренной части месторождения по сетке 500ґ500 м в районе разведочной скважины 91-р;
проектные уровни: добыча нефти - 168 тыс. т
способ эксплуатации - механизированный - ШГН, ШВН;
закачиваемый агент - апт-альб сеноманская вода.
За 2013 год по месторождению добыто 184 тыс. т нефти. Что выше проектного уровня на 21 тыс. т. Превышение проектного уровня достигнуто за счет увеличения фонда добывающих скважин, пробуренной в восточной части месторождения, где коллекторские свойства пласта значительно лучше.
Фонд добывающих скважин составил 154 при проектном 125, нагнетательных - 61 при проектном 44. средний дебит по нефти составил 3,5 т/сут при проектном 4,6 т/сут, по жидкости 6,5 т/сут при проектной 13,6 т/сут.
Отобрано с начала разработки 673 тыс. т нефти или 25% от начальных извлекаемых запасов.
Введено из бурения 10 скважин, средний дебит из новых скважин 8,8 т/сут.
Из бездействующего фонда скважин предприятие "Управление по зарезке боковых стволов и капитальному ремонту скважин" ОАО "Сургутнефтегаз" проводит бурение боковых стволов с целью интенсификации добычи нефти. Средний дебит составляет 60 т/сут, а дебит скважин с двумя или тремя боковыми стволами составляет 100ё150 т/сут.
1.2 Стратиграфия Восточно-Елового месторождения
В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи представлен отложениями от верхнедевонских до четвертичных образований.
В пределах месторождения отложения девонского возраста вскрыты ограниченным числом скважин. В центральной платформенной части массива породы представлены сгустково-сферовыми, сгустково-комковатыми, микрозернистыми и водорослевыми известняками, пеллетовыми пакстоунами. В склоновой части развиты: водорослевые известняки, пеллетовые пакстоуны, с меньшим распространением пеллетовых вакстоунов, грейнстоунов. Относительно глубоководные отложены слагают подножие карбонатного массива. Вскрытая толщина девонских отложений от 25 м (Т-53) до 615 м (Т-47).
Карбон представлен отложениями сибирского и московского ярусов. В сводовой части структуры присутствуют сохранившиеся от размыва отложения нижнебашкирского подьяруса, представленные красноиолянским, северо-кельтменским и прикамским горизонтами. Толщина отложений башкирского возраста в платформенной части структуры составляет 80-110 м. На флангах и у подножия карбонатного массива ее значения сильно дифференцированы. В верхней части склона толщина изменяется от 20 до 203 м, а у его подножия от 40 до 120 м. В платформенной части массива нижнесибирского отложения представлены оолитовыми известняками, биокластовыми, биокластово-пеллетовыми грейнстоунами, среди которых выделяются прослои микросгустково-пеллетовых водорослевых известняков. В пределах верхнего склона отложения представлены неотсортированными лито - и биокластовыми пакстоунами и рудстонами, переслаивающимися с водорослевыми известняками и мелкообломочными биокластовыми пакстоунами. Подножие склона представлено карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами.
Каменноугольные отложения перекрыты нижнепермскими породами, которые делятся на две части: нижнюю - подсолевую и верхнюю - соленосную (кунгурскую). В сводовой части структуры значения подсолевых отложений составляют 30-80 м, в наиболее приподнятой, римовой части структуры, а также в пределах верхнего склона толщины этих отложений минимальны, их значения составляют - 1-20 м. У подножия склона толщина отложений увеличивается до 100-380 м. В литологическом отношении эти отложения представлены глинисто-карбонатным разрезом. Толщина соленосной толщи изменяется от 480 до 2100 м. Представлена эта толща сульфатно-галогенными породами. В объеме верхнего отдела пермской системы условно выделены уфимский, казанский и татарский ярусы. Толщина верхнепермских отложений сокращается от 863 до 0 м. Литологически сложены серыми, пестроцветными песчаниками, алевролитами, глинами, мергелями с прослоями известняков, ангидритов, гипсов, доломитов, каменной соли.
Триасовая система выделена в объеме нижнего и верхнего отделов. Толщина триасовых отложений составляет порядка 500 м. Триасовые отложения сложены пестроцветными глинами с прослоями песков, песчаников, алевролитов, реже мергелей.
Юрская система представлена в объеме трех отделов. Нижне - и среднеюрские отложения сложены терригенными породами с включением угля. Толщина их порядка 1200 м. Верхний отдел выделяется в составе четырех ярусов: келловейского, оксфордского, кимериджского и волжского.
Меловая система представлена верхним и нижним отделами. Толщина неокомских, антских, альбских отложений, составляет порядка 1700 м. В литологическом отношении сложены терригенными породами: глинами, алевролитами, песчаниками, песками. Нижняя часть верхнего мела (сеноманский ярус) представлена темно-серыми глинами с подчиненными прослоями песков и песчаников. Средняя часть - преимущественно мергельная, среди которых есть прослои писчего мела, глин. В основании средней части залегает конгломерат из галек фосфорита. Завершается разрез верхнего мела (маастрихтский ярус) белым писчим мелом с редкими прослоями мергелей. Толщина 975 м.
Палеогеновая система представлена палеоценом, Эоценом, олигоценом. Литологически палеогеновые отложения сложены мергелями с прослоями известняков, глин и глинами с прослоями песков. Толщина 240 м.
В настоящее время, благодаря широкому внедрению сейсморазведки 3D, на значительной части Западной Сибири, преимущественно в северных ее районах, выявлен особый тип разломов и деформаций осадочного чехла, связанный с проявлением малоамплитудных сдвигов фундамента. С такими структурами сдвига связаны многочисленные месторождения нефти и газа. В связи с этим изучение разрывных деформаций на исследуемой нами территории представляет определенный интерес.
Для выделения и трассирования тектонических нарушений на изученной площади использовались вертикальные временные разрезы, карты градиентов наклонов и азимутов, горизонтальные стратиграфические и временные срезы по кубу когерентности и структурные карты. Выделение разломов на временных разрезах проводилось по смещению осей синфазности отражающих горизонтов. Выявлены следующие особенности проявления тектонических нарушений в геологическом разрезе:
Отчетливо наблюдается приуроченность проявления разрывов к трем уровням геологического разреза:
1) к фундаменту и нижней части чехла;
2) к верхней части фроловской и викуловской свит нижнего отдела мела (к району отражающих горизонтов М и М1);
3) к верхней части чехла (талицкая, люлинворская и тавдинская свиты палеогена - район отражающих горизонтов С1 и Э).
Между этими уровнями проявления разрывов визуально наблюдаются ненарушенные (нет смещений осей синфазности) слои геологических толщ (рис.1-4). Лишь в редких случаях можно наблюдать проникновение разломов от фундамента до низов ханты-мансийской свиты раннего мела (рис.1).
Восточно-Еловая карбонатная постройка, к которой приурочена залежь нефти, имеет трапециевидную форму: плоскую кровлю и крутые крылья. Её размеры 22ґ23км по изогипсе минус 5000м, этаж нефтеносности достигает 1400м.
Область распространения карбонатного резервуара ограничивается глубоководными глинистыми (глинисто-карбонатными) отложениями бассейна, не являющимися коллекторами и играющими роль надёжного латерального флюидоупора.
Роль покрышки для залежи нефти выполняет толща пород нижнепермского возраста, включающая глинисто-карбонатные отложения артинско-московского возраста и сульфатно-галогенные породы кунгурского яруса толщиной 465-1655м.
По данным сейсмических исследований и пробуренных скважин в составе карбонатного массива выделены три основные части: платформенная, бортовая (рим, марджин) и крыльевая (склон).
Коллектор был также разделен на три стратиграфические единицы: объекты I, II, III. Это было обусловлено следующими факторами:
чрезвычайно большой эффективной мощностью;
наличием туфов и карбонатно-глинистых вулканических отложений толщиной 40-50м, изолирующих башкирско-серпуховско-окскую часть коллектора в пределах платформы от нижневизейско-турнейской;
резко различными свойствами в различных интервалах коллектора;
различиями в проницаемости и пористости коллекторов в разных объектах.
Объект I включает отложения башкирско-серпуховско-окского возраста и, как бы, облекает на склонах карбонатного массива нижневизейско-турнейский комплекс пород, выделенных в объект II. Объект III составляют девонские отложения.
В целом все три объекта образуют единую гидродинамическую систему, чему способствует наличие обширных трещиноватых зон в рифовых и биогермных постройках, окаймляющих платформу и непосредственно контактирующих с коллекторами I и II объектов, разделенных в пределах платформы "вулкаником. Об этом свидетельствует единый характер падения пластового давления в процессе разработки залежи в разных её частях: на платформе, на борту и на склонах, включая самую отдалённую погруженную северо-восточную часть месторождения в районе скважины Т-10, где нефть добывается из девонских отложений.
Структура Восточно-Елового по поверхности сибирских отложений (по кровле I объекта) высокоамплитудной изометричной формы. По оконтуривающей изогипсе минус 5000м размеры поднятия составляют 22x23 км. Свод поднятия плоский, имеет отметки 4,1-4,2 км и под углом порядка одного градуса наклонен в юго-западном направлении. Крылья структуры достаточно крутые, углы наклона достигают 20-250. Вблизи начала крутого склона свод поднятия осложнён цепочкой локальных поднятий, амплитудой 100 - 200м, образующих рим. Цепочка локальных поднятий рима охватывает северо-западную, северную и северо-восточную части свода, в то время как на юге и юго-западе рим выражен гораздо меньше. Наименьшие отметки в области рима отмечены в северной части свода и составляют 3900-4000 м. Максимальная амплитуда поднятия по кровле башкира достигает 1100м.
В результате сейсмостратиграфической интерпретации установлены рамки площадного распространения карбонатного коллектора, т.е. установлена ограничивающая линия, где карбонаты полностью замещаются на карбонатно-глинистый разрез, не являющийся коллектором. Граница области распространения коллектора I объекта залегает на глубинах 5000-5300м в восточной части структуры и 5200-5500м в западной.
Достаточно сложным является распределение толщин карбонатного коллектора. В пределах плоского свода суммарная толщина окско-башкирских отложений составляет в среднем 400-500 м. В северной и восточной части рима и склона толщина карбонатных образований I объекта резко возрастает до 650-800 м, главным образом за счёт фаций баундстоуна серпуховского возраста. Здесь откартирована целая серия вздутий, расположенных параллельно линии распространения карбонатного коллектора и связанных, возможно, не только с баундстоунами серпуховского возраста, но и с некоторым увеличением толщин башкирских отложений в обломочных фациях подножия.
Структурная карта по поверхности II нефтегеологического объекта имеет структуру, подобную первому объекту. По оконтуривающей изогипсе минус 5300 м, размеры составляют 24х21км. Однако в ней нет чётко выраженной полукольцевой цепочки поднятий в своде, т.е. рима. Плоский свод имеет отметку минус 4600м, а в северной и западной части отмечены отдельные поднятия с глубинами залегания нижневизейских отложений 4500-4400 м. Максимальная амплитуда составляет 900 м. На отметках 5200-5300м залегают преимущественно глинистые сейсмофации подножия, которые являются разделом между II и III объектами.
Распределение толщин во II объекте намного проще, чем для окско-башкирского комплекса. Наибольшая толщина отмечается в области плоского свода - 650-700 м, а к периферии толщина резервуара уменьшается до 300-200 и даже 100 м.
При данной степени изученности можно однозначно сказать, что водо-нефтяной контакт приурочен к девонской части разреза, но достоверно определить его положение невозможно.
На данном этапе геологической изученности девонской части разреза месторождения, принимая во внимание ограниченные данные опробования, нижняя граница нефтенасыщения принята условно на отметке минус 5450 м за исключением районов скважин Т-47, Т-6337.
Положение зоны раздела нефть-вода будет уточнено после реализации разработанной программы до изучения девонской части продуктивной толщи.
Оценка состояния прискважинных зон продуктивных пластов - одна из основных задач, решаемых при обработке данных гидродинамических исследований скважин. Достоверная оценка гидродинамического состояния ПЗП позволяет принимать обоснованные решения по проведению геолого-технических мероприятий, направленных на восстановление и увеличение продуктивности скважин и нефтеотдачи пластов. На практике оценку состояния ПЗП выполняют при обработке индикаторных диаграмм (ИД) и кривых восстановления давления (КВД) с использованием различных методов. При этом результаты обработки зачастую не соответствуют фактическому состоянию ПЗП. Нередкой является ситуация, когда полученные при обработке данных исследований значения скин-фактора принимают большие отрицательные значения (ниже -3) без явных на то ч оснований (проведение ГТМ и т.д.). Значительная часть КВД, получаемых при исследованиях скважин при разработке нефтяных месторождений Пермского края, не соответствует требованиям, при которых может быть проведена их однозначная обработка.
Определение условий достоверного применения, совершенствование методов обработки КВД, а также разработка методики комплексной оценки фильтрационных характеристик ПЗП является актуальной проблемой, требующей детального рассмотрения. Цель работы
Исследование и совершенствование методов оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов при разработке нефтяных месторождений с целью повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин и достижения проектных показателей разработки нефтяных залежей. Основные задачи исследований
1. Анализ существующих методов оценки состояния прискважинных зон по КВД.
2. Анализ данных исследований нефтедобывающих скважин в различных геолого-физических условиях.
3. Обоснование условий достоверного определения скин-фактора при оценке состояния прискважинных зон пласта по КВД.
4. Обоснование условий применения метода детерминированных моментов давления при обработке КВД.
5. Разработка и промысловая апробация методики комплексной оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов, основанной на применении различных методов обработки данных ГДИ; оценка достоверности результатов ее применения при обработке КВД.
Объектом исследования являются результаты гидродинамических исследований добывающих скважин при неустановившихся режимах в виде кривых восстановления давления, предметом - состояние прискважинных зон продуктивных пластов, определяемое при анализе КВД.
Уточнение энергетической характеристики месторождения производится, как правило, по результатам его пробной эксплуатации, однако вследствие, как это часто бывает, недостаточного срока такой эксплуатации уточнение энергетической характеристики проводится и при анализе разработки месторождения. При анализе разработки для выполнения этой работы исследователи располагают большим количеством замеров давлений, динамикой давлений, новыми данными о взаимодействии зоны отбора с газовой шапкой, законтурной областью и с зоной нагнетания, дополнительными материалами о взаимодействии отдельных площадей и пластов и т.д., полученных в процессе разработки месторождения.
В понятие энергетической характеристики входят режим залежи, запасы и расход ее энергетических сил, динамика и текущее состояние пластовых и забойных давлений.
Режим нефтяной залежи, как правило, устанавливается при проектировании разработки и определяется природными условиями залегания нефти, физическими свойствами коллекторов нефти, газа и пластовой воды, строением пласта в законтурной области. На эксплуатируемых месторождениях режим зависит также от созданных в результате внедрения проекта условий выработки нефти.
При разработке залежей нефти различают следующие режимы: водонапорный, упруго-водонапорный, смешанный, гравитационный.
Проявление режима сказывается во взаимосвязи между отбором нефти и пластовым давлением, в изменении величины газового фактора, в характере обводнения продукции и т.д.
Как известно, большинство нефтяных и газонефтяных залежей разрабатываются при режиме вытеснения нефти водой, создаваемом путем различных видов нагнетания (законтурное, внутриконтурное, площадное, избирательное, очаговое и их комбинации). Газонефтяные залежи разрабатываются обычно также при закачке воды, где кроме законтурного или какой-либо разновидности внутриконтурного нагнетания создается еще барьерное заводнение, а иногда наряду с закачкой воды используется режим газовой шапки (при наклонном пласте и на первых стадиях разработки).
В связи с этим одной из задач анализа разработки является подтверждение заданного проектным документом режима работы месторождения, для чего рассматривается динамика среднего пластового давления в зоне отбора и состояние текущего пластового и забойного давлений и газового фактора по площади пласта на дату анализа. Если обнаруживается, что значение среднего пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения, а забойное давление в добывающих скважинах снизилось по отношению к давлению насыщения более чем на 25% при значительном повышении газового фактора, то водонапорный режим на месторождении отсутствует и разработка его ведется на режиме растворенного газа. Следует отметить, что на современном уровне развития нефтепромыслового дела такое положение наблюдается исключительно редко.
При задержке внедрения метода поддержания давления, а также для подтверждения существования упруго-водонапорного режима определяется запас упругой энергии или объем нефти, добываемой из залежи за счет упругой энергии жидкости и пласта:
Для выявления режимов нефтяной залежи помимо данных о параметрах пласта, соотношении давления насыщения и пластового давления необходимо установить гидродинамическую связь данной залежи с законтурной областью. Связь эта может проявляться различным образом.
В практике разработки нефтяных месторождений возможны случаи взаимодействия соседних месторождений, входящих в единую водонапорную систему.
Влияние соседних месторождений необходимо учитывать при анализе пластовых давлений и в гидродинамических расчетах при проектировании при условии, что эти месторождения крупные по размерам добычи и закачки, если они эксплуатируются длительное время и если на них закачка воды начата с отставанием по отношению к отбору или систематически ведется в меньших объемах, чем отбор жидкости. При необходимости этот вид исследования лучше проводить при составлении проектного документа. Если это не сделано, то оценку влияния работы соседних месторождений на рассматриваемые следует сделать при анализе разработки.
Влияние разработки соседних месторождений устанавливается по изменению пластового давления и смещению водонефтяного контакта, а иногда отмечается и перемещение залежи нефти. Легче установить это до начала разработки рассматриваемого месторождения по аномально низкому по сравнению с соседними залежами начальному пластовому давлению. В процессе работы влияние соседних залежей устанавливается расчетным путем методом компьютерного моделирования.
Гидродинамическая связь данной залежи с законтурной областью проявляется также при работе законтурных и приконтурных нагнетательных скважин в виде утечек закачиваемой воды в законтурную область.
Если при внутриконтурном заводнении вся закачиваемая вода идет внутрь залежи, то в законтурных скважинах часть закачки уходит за контур нефтеносности, особенно в первые годы разработки месторождения. Оценить объем утечек за контур нефтеносности нужно также при установлении давления на линии нагнетания выше начального пластового давления и значительном превышении накопленной закачки над накопленным с начала разработки отбором жидкости.
Определение объемов утечек производится путем компьютерного моделирования или по формулам упругого режима (метод последовательной смены стационарных состояний) при условии представления залежи в виде укрупненной скважины.
Залежь нефти месторождения Тенгиз характеризуется аномально высоким пластовым давлением (АВПД), (превышение начального пластового давления над гидростатическим давлением, или коэффициент аномальности достигает 1,826), и большим разрывом между пластовым давлением и давлением насыщения.
Начальное пластовое давление на отметке минус 4500 м составляет 82,35 МПа, давление насыщения нефти газом - 25,6 МПа. На текущую дату разработки ни в одной скважине месторождения не зафиксировано снижение забойного давления ниже давления насыщения.
Проектом ОПР предусмотрено выделение двух эксплуатационных объектов:
I объект - отложения башкирского, серпуховского и окского стратиграфических комплексов,
II объект - отложения от тульского до девонского стратиграфических комплексов.
Залежь во всех рассмотренных вариантах разрабатывается на упруго-замкнутом режиме. Рекомендуемый вариант, согласно Регламенту на проектирование разработки, по принципиальным положениям соответствует утвержденному варианту технологической схемы разработки 1986 г., а также учитывает фактически сложившуюся систему разработки.
В соответствии с технологической схемой разработку I объекта месторождения предусматривалось осуществлять на упруго-замкнутом режиме, режиме растворенного газа и водонапорном режиме. По II эксплуатационному объекту расчет показателей был выполнен только при разработке на упруго-замкнутом режиме и режиме растворенного газа.
Разработка месторождения осуществляется на упруго-замкнутом режиме, при котором строго соблюдается пропорциональность отбора нефти снижению давления в залежи.
Пластовые давления по скважинам рассчитывались на отметку минус 4500 м и в дальнейшем для сравнения использовались сведения о приведенных пластовых давлениях. По подобъектам 1 объекта были построены карты изобар на разные даты, что позволило пронаблюдать развитие во времени зон пониженного пластового давления. Так как режим дренирования залежи нефти упруго-замкнутый, пластовое давление является одним из основных показателей, характеризующих текущее состояние выработки запасов нефти.
Средневзвешенное пластовое давление по разрабатываемой части месторождения составляет 76,16 МПа, что на 6,19 МПа ниже начального пластового давления. В 20 скважинах 1 объекта разработки идет снижение пластового давления в соответствии с темпом отбора.
Необходимо отметить, что динамика дебитов нефти скважин во времени типична для всех групп скважин: в начальный период эксплуатации может отмечаться рост дебита в результате очистки призабойной зоны, а также уменьшения штуцирования скважины, однако после выведения скважины на работу с максимально открытым штуцером наблюдается устойчивое падение дебита. Этого следует ожидать, так как пластовое давление снижается в результате добычи при упруго-замкнутом режиме. Последующее увеличение дебита отмечается только после проведения работ по подключению дополнительных толщин горизонтов в работу, СКО или КГРП. Отмечается, что СКО и КГРП не только увеличивают дебит нефти, но и добавляют запасы нефти, вовлеченные в активную разработку.
По геологическому строению разрабатываемые месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» делятся на две основные группы: нефтегазовые и нефтяные.
Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасышенных горизонтов, залегающих на глубинах от 1230 м до 2300 м и существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.
По своему строению большинство залежей нефти и газа относятся к типу пластовых, сводовых. Ряд залежей являются частично или полностью литологически ограниченными.
Коллектора практически всех выявленных залежей представлены песчаниками и алевролитами и относятся к поровому типу. Проницаемость коллекторов изменяется в очень широком диапазоне - от 3 мД до 570 мД. Наилучшие коллектора связаны с пластами АС 4 - АС 10 , БС 1 -БС 2 , другие пласты группы АС и пласты БС 10-11 имеют более низкую проницаемость.
Состав и свойства нефти выявленных залежей изменяются в широком диапазоне. В большой степени эти свойства зависят
Движение жидкостей и газов в природных пластах курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Дееспособность Курсовая Работа
Реферат по теме Реклама как искусство
Реферат по теме Понятие и сущность механизма обеспечения национальной безопасности органами судебной власти
Реферат: Способности, одаренность , талант развитие, классификация, взаимосвязь
Отчет по практике по теме Должностные функции менеджера в отделе продаж
Сочинения По Литературе Делать Добро
Сочинение по теме Белинский В.Г. - выдающаяся личность 20 века
Аристотель Эссе По Философии
Денежное обращение РФ
Инновация Отличает Лидера От Последователя Эссе
Реферат: Соционика квадры. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Політичні та правові вчення в США в період боротьби за незалежність
Реферат: Государственная и муниципальная служба
Реферат На Тему Міжнародні Транспортні Коридори. Швидкісний Рух В Країнах Які Межують З Україною
Сочинение По Творчеству Шолохова
Ответ на вопрос по теме Классическая наука: летопись открытий
Контрольная Работа По Биологии 7 Класс Беларусь
Сочинение Про Пушкина 4 Класс По Литературе
Курсовая работа по теме Основы разработки карманного осциллографа
Курсовой На Тему Экономика
Бухгалтерский учет и анализ издержек обращения в розничной торговле, пути их совершенствования (на материалах ЧПТУП "Дэмас") - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа
Характеристика флоры школьного участка - Биология и естествознание контрольная работа
Содержание и методика показателей формы №2 "Отчет о прибылях и убытках" - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа