Повышение эффективности работ ШНСУ с помощью якоря - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Повышение эффективности работ ШНСУ с помощью якоря

Геологическое строение месторождения. Коллекторские свойства продуктивных объектов. Свойства и состав нефти, газа и воды. Схема разработки месторождения. Характеристика показателей способов эксплуатации скважин. Экономический эффект от внедрения якоря.


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.
Повышение эффективности работ ШНСУ с помощью якоря
Значение нефтегазовой отрасли в народном хозяйстве страны огромно.
Практически все отрасли промышленности, сельское хозяйство, транспорт, медицина и просто население страны на современном уровне развития потребляют нефть, природный газ и нефтепродукты. При этом, потребление их внутри страны из года в год возрастает. Перспективы развития нефтегазового комплекса связаны с огромными потенциальными ресурсами нефти и газа, которые залегают в недрах и еще не разведаны. К ним относятся большие площади перспективных земель, как в пределах суши, так и на акваториях, где имеются предпосылки для обнаружения значительных скоплений нефти и газа.
Многопластовое крупное нефтегазовое месторожденье Жетыбай было открыто в 1961 году. В промышленную эксплуатацию месторожденье вступило в 1969 году.
В 1972 году составлена технологическая схема разработки, согласно которой залежи разбуриваются по равномерной сетке 600х600. В 1974 году ВНИИ составлена технологическая схема разработки нефтегазовых залежей, предусматривающая внутриконтурное нагнетание воды, как и нефтяные, так и в газонефтяные зоны залежей.
В своей дипломной работе я предлагаю повысить эффективность работ ШНСУ с помощью якоря.
1.1 Характеристика геологического строения месторождения
1.1.1 Общие сведения по месторождению Жетыбай.
Месторождение Жетыбай расположено в западной части полуострова Мангышлак и по административному подчинению входит в часть Каракиякского района, Мангистауской области Республики Казахстан. Ближайшие к месторождению населенными пунктами являются поселок Жетыбай (1км), город Новый Узень (70 км), город Актау 80 км.
В орфографическом отношении район представляет собой слабобезхолменное обширное плато, плато погружается в юго-западном направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 до 170 метров.
Климат района резко континентальный. Атмосферных осадков выпадает до 140 мм в год. Абсолютная максимальная температура воздуха +47*С, абсолютно минимальная -35*С. Среднегодовая температура воздуха +10*С, район характеризуется сильными ветрами и пыльными бурями.
Преобладают ветры северо-восточного направления. Глубина промерзания грунта достигает 1 метра.
Промышленная нефтегазоносность месторождения установлена в 1961 году. Добыча нефти из месторождения ведется НГДУ "Жетыбайнефть" производственного объединения "МангыстауМунайГаз".
Эксплуатационное бурение проводится Жетыбайским управлением буровых работ.
Месторождение Жетыбай приурочено к крупной антиклинальной складке субширотного простирания. По структурной поверхности J юрского горизонта размеры ее 22х6 км при амплитуде поднятия 65 метров. Структура довольно пологая. Углы падения увеличивается с глубиной от 2 до 5.
Глубокими разведочными скважинами на месторождении вскрыта трехкилометровая толщина осадочных пород от верхнетриасового до четвертичного возраста, из который отложения юрской системы являются промышленно-нефтеносными.
Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами. Отложения юры характеризуются чередованием прослоев песчаников, алеврагитов, глин и аргиллитов общей толщиной 1300 м. Толщина отложений нижней юры 100-120 метров. Среднеюрский отдел состоит из отложений ааленского, байосского и батского ярусов.
В разделе ааленского яруса выделены ХIII и XII горизонты. Общая толщина отложений 165-200 метров.
В байосском ярусе выделены XI, X, IX, VIII, VII горизонты. Обща толщина отложений 335-365 метров.
В батском ярусе выделены VI, V, IV, III продуктивные горизонты. Общая толщина яруса 225 метров.
Верхний отдел состоит из келловейского, оксфордского и кемериджского ярусов.
В нижней части келловийского яруса выделяется I и II продуктивные горизонты. Общая толщина верхнего отдела 450-460 метров. В разрезе юрских отложений выделено 13 продуктивных горизонтов.
Газовые залежи в I горизонте, нефтяные залежи в IV (пласты 1 и 2),
V(б1+б2, в1+в2+в3),VI(б2+б3), VII(1-6,8+9), VIII(а4) , IX(3,4), X, XI(5, 6+7,8,9) и
XII горизонтах, а нефтегазовые залежи в II(б1+б2), III(1+2, 3, 4+5,6),V(а),VI(а1+а2,б1), VIII(а1,а2+а3,б1,б2+б3), IX(1+2), XI(1+2+3+4,5) и XIII горизонтах.
V горизонт отделяется от IV глинистым разделом, мощность 5-10 метров.
Месторождение Жетыбай расположено в пределах Южно-Мангышлакского прогиба, характерной особенностью которого является разобщение его зонами поперечных поднятий на несколько глубоких впадин.
На северном борту прогиба расположена Жетыбай-Узеньская и Кокулебайская тектонические ступени, южной границей которых является глубинный разлом, фиксируемый фазой по IIIг отражающему горизонту.
На Жетыбай-Узеньской тектонической ступени все выявленные структуры являются асимметричными брахиантиклинальными складками с пологими северными и крутыми южными крыльями зауженными западными и более широкими восточными переклиналями. Все структуры являются унаследованными, так-как фиксируется почти полное совпадение их структурных планов по отдельным горизонтам.
В тектоническом отношении месторождение Жетыбай представляет собой крупную пологую асимметричную брахиантиклинальную структуру, вытянутую в субширотном направлении. В пределах продуктивной толщи с глубиной увеличиваются углы падения
пород на крыльях структуры от 2 30 до 5 30 и уменьшаются ее размеры. В западной и восточной частях структуры вследствие ундуляция длинной оси выделяются соответственно 1-3 и 2-4 небольших куполка.
Предполагаемое тектоническое нарушение широкого простирания было выявлено в процессе изучения причины изменения положения отметок ВНК по залежи подгоризонта Vб в районе западной переклинали поднятия.
Как следует из геологического профиля на фоне общего подъема сводовой части Жетыбайского поднятия, особенно по верхним горизонтам довольно четко выделяются две поперечные флексуры. Которые как бы делят площадь месторождения на три участка: восточный, основной по размерам, западный и разделяющий их сравнительно узкий, средний.
По данным промысловой геофизики, анализ характера насыщения песчаных пластов и прослоев песчано-глинистых пачек XI горизонта позволил выявить следующую закономерность: песчаные пласты, даже при относительно хорошей коррелируемости на различных участках площади месторождения, можно включать залежи нефти самостоятельными ВНК, то есть иногда эти песчаники насыщены водой на более высоких гипсометрических отметках, по сравнению с нефтеносными
Таким образом изучение геолого-промыслового материала по Жетыбайскому месторождению указывает на возможность наличия трех малоаплитудных тектонических нарушений - одного продольного и двух поперечных.
Описанные нарушения являются пока только предполагаемыми. Для их более обоснованного подтверждения необходимы дополнительные данные, которые могут быть получены при дальнейшем разбуривании залежей и особенно при проведении гидропрослушивания между скважин расположенными в соседних блоках.
1.1.2 Коллекторские свойства продуктивных объектов
Емкостно-фильтрационные свойства пластов-коллекторов
продуктивных горизонтов подробно освещены в работе, в которой обосновываются методика определения и принятия величины нижних значений искомых параметров с применением методов математико-статистического анализа.
Пористость пород-коллекторов закономерно убывает от верхних горизонтов к нижним. Самое высокое среднее значение открытой пористости определенное по результатам анализов кернов для коллекторов I горизонта (0,218); самое низкое (0,173-0,175) для XII и XIII горизонтов.
Проницаемость изменяется от 0,001 мкм2 до несколько десятых долей мкм2. В среднем значение параметра для большинства горизонтов не превышает 0,1 мкм2 изменяется без какой-либо закономерности. Нижний предел проницаемости для нефтеносных пластов-коллекторов - 0,003 мкм2, для газовых - 0,001 мкм2.
Остаточная нефтенасыщеность в газоносных пластах изменяется от 0,06 до 0,10. На этом основании газонасыщенность принята с поправкой на указанную величину.
1.1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды
Для характеристики геолого-физических свойств пласта и количественной оценки геологической неоднородности распространены коэффициенты песчанитости, расчлененности и распространения пластов. Средние величины коэффициентов вариации песчанитости для III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонтов составляет 30-36% и подтверждают, что по песчанитости указанные горизонты являются более однородными, чем IX и X горизонты, по которым коэффициенты вариации составляют 59 и 65 %.
Наиболее расчлененными являются коллекторы IV, V, VIII, X, XI горизонты, а по степени изменчивости расчлененности более однородными являются коллекторы III и IV горизонтов (W=26-30%). По степени выдержанности пласты-коллекторы эксплуатационных объектов характеризуются различными значениями коэффициентов распространения и изменяются различными от 0,35 до 1,0. Наиболее однородными по степени выдержанности являются III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонты. Наибольшая изменчивость свойственна пластам VII, IX, X, XI горизонтов.
Физико-химическая характеристика нефтей.
Изучение физических свойств пластовых нефтей было начато с 1968 года. Основной объем исследования был выполнен в наиболее благоприятный для этого период опытной эксплуатации. Следует отметить, что большая часть исследований приходится на 12 горизонт. На каждой из других горизонтов находится значительно меньше экспериментального материала, а наиболее нуждающийся в дополнительном изучении физико-химических свойств насыщающих пластовых жидкостей и газов V, VI, XI горизонтов.
В направлении от верхних горизонтов к нижним происходит увеличение давления насыщения, температуры, газонасыщенности (от 85 до 161 м3/т), объемного коэффициента (от 1,25 до 1,41) и уменьшение таких параметров, как плотность нефти (от 0,77 до 0,7 г/см3), вязкости (от 3,04 до 1).
Одной из особенностей проявившиеся при сопоставлении результатов исследования, глубинных проб нефтей различных горизонтов является относительно постоянная величина превышения давления насыщения на ГНК над его значением в зоне ВНК. Для всех горизонтов независимо от этажа нефтеносности, а она составляет 50-60 км/см2.
Нефти рассматриваемого комплекса продуктивных отложений можно условно подразделить на 2 группы. К первой можно отнести IV - VI горизонтов с относительно повышенными значениями вязкости(динамическая вязкость при 50*С - 25-30спз), плотности (0,86-0,87 г/см3) и большим содержанием асфальтено-смолистых компонентов (15-17%). Ко второй группе относятся нефти VIII-XIII горизонтов с более благоприятной фильтрационной характеристикой.
Плотность определяется от 0,833 до 0,850 г/см3, вязкость при 50*С от 8 до 12 СПЗ, содержание асфальтно-смолистых веществ не превышает 8-9 %. Особенности всех рассмотренных нефтей является большое содержание высокомолекулярных парафиновых углеводородов (18-25%), обуславливающих застывание нефти при температурах +28, +34*С. Начало выпадения парафина зафиксировано при температурах в диапазоне 37-48*С. Содержание серы невелико, в среднем 0,2%. По анализам глубинных проб попутный газ нефтей V-XII горизонтов имеет удельный вес 1,058-1,175 г/л, содержание метана 62-67%, углекислый газ 0-1,2%, азота 4,04-10,85%.
Со времени последнего утверждения в ГКЗ запасов нефти и газа в 1970 году на месторождении Жетыбай пробурено более 300 скважин, получены новые данные, уточняющие строение залежей, их границы, распределение по ним нефтенасыщенной и газо-насыщенной мощности. В связи с этим для составления проекта разработки рассматриваемых залежей необходимо было произвести переоценку запасов с учетом данных по вновь пробуренных скважинам.
Прежде всего необходимо отметить, что за время после утверждения запасов на месторождении была открыта еще одна нефтяная залежь, связанная с верхней пачкой IV горизонта. Оценка подсчетных параметров этой залежи для определения содержащихся в ней запасов нефти приведены выше, при изложении геологического строения и характеристики залежей IV горизонта.
Увеличение запасов нефти залежи подгоризонта Vб связано с увеличением площади нефтеносности в основном в районе восточной приклинали и юго-восточного крыла, где отметка ВНК , вместо ранее принятой - 1770м, взята по данным скважины 703, равной - 1779м. Площадь залежи увеличилась более чем на 407 км2 (8,5%), кроме того в том районе рядом скважин (709, 737) вскрыта нефтенасыщенная мощность более 20м. Так, что частично увеличение запасов осуществлено и за счет некоторого роста средней нефтенасыщенной мощности.
По залежи подгоризонта Vв наибольшее увеличение запасов нефти произошло за счет роста средней нефтенасыщенной мощности. Наибольшие изменения имеются в запасах свободного газа. В основе роста запасов свободного газа по подгоризонту VIIIа+б лежит увеличение на 40% (6,7км2) площади газоносности и среднего значения газонасыщенной мощности на 0,6м, что составляет 22% от ранее утвержденной.
В целом по месторождению в пределах рассматриваемых горизонтов (IV-XIII), балансовые запасы нефти увеличились на 9,2% (30 млн.т.) против утвержденных ГКЗ. Однако следует отметить, что в это число входят запасы нефти залежи IV горизонта (19,3 млн.т.), которые в ГКЗ не рассматривались.
За период прошедшей после утверждения запасов нефти и газа получен обширный положительный материал, уточняющий представление о геологическом строении залежей и объемах нефти и газа. Так за указанный период на месторождении пробурено 700 скважин, получены новые данные по опробованию скважин.
1.2.1 Анализ текущего состояния разработки
1. Выполнена оценка степени реализации запроектированной технологии разработки. Показано, что по объектам эксплуатации, по схеме размещения и плотности сетки скважин, виду воздействия, осуществляемая схема разработки соответствует проекту. Однако технология заводнения на месторождении осуществляется в недостаточной степени - не реализована еще согласно проекту стабильно воздействующая и равномерная по площади (по различным зонам ) система заводнения.
Требования проекта разработки по давлению нагнетания не выполняются, фактическое давление нагнетания 9-11 МПа, что недостаточно для эффективного воздействия и вовлечения запасов в разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно-профилактические работы по поддержанию и стабилизации технологических приемов работы нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.
2. Проведено сравнение проектных и фактических показателей разработки по объектам и в целом по месторождению. Выявлены основные причины их расхождения.
Текущие показатели разработки месторождения в целом значительно отличаются от проектных, что обусловлено влиянием комплекса взаимосвязанных факторов, главным образом технического и организационно - технического характера. Причины снижения добычи нефти по объектам аналогичны и имеют общую характеристику.
Как показано выше, основными из них являются: неуклонное уменьшение количества действующих скважин против проекта, недобор проектных объемов жидкости. Ухудшение состояния фонда и системы ППД, обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений и снижением продуктивности пластов, неуклонное снижение объемов и качества реализаций ГТМ против осложнений в добыче, отсутствие профилактических мер и, как следствие, увеличение фонда малодебитных скважин и уменьшение действующего фонда, материально - техническая необеспеченность НГДУ, что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.
Надо отметить особенно интенсивное увеличение бездействующего фонда в последние два года, для сокращения которого требуются дополнительные мощности служб КРС и ПРС. Уменьшение фонда скважин против проекта связано также и недостаточным количеством бурения новых скважин. За период 1989-1995 годов недобурено по проекту 145 скважин, в том числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583 запроектированных (426 добывающих + 162 нагнетательные).
Нефти всех горизонтов месторождения Жетыбай близки по своим физико-химическим свойствам и относятся по всему типу к легким, малосернистым с высоким содержанием парафинов и смол. Отличается закономерный характер изменения физико-химических свойств нефти направленный в сторону утяжеления нефтей вверх по разрезу с одновременным увеличением их вязкости и уменьшения газосодержания. В составе нефти вверх по разрезу увеличивается содержание смол, парафинов и кокса.
На основании комплексного изучения геолого-промысловой характеристики эксплуатационных объектов месторождения и результатов проектирования его разработки можно сделать следующие выводы: 1)в разделе продуктивной толщи вскрыты газовые, нефтегазовые и нефтяные залежи. В верхней части разреза в основном сосредоточены нефтегазовые залежи. 2)на месторождении предполагается наличие одного продольного и двух поперечных мало амплитудных дизъюнинктивных нарушений, характеризуется, видимо в вертикальном положении плоскости сбрасывателя. В целях установления возможно тектонических экранов следует провести гидропрослушивание скважин расположенных на соседних блоках. Характерной особенностью всех продуктивных горизонтов является их низкая проницаемость. В нефтегазовых залежах запасы нефти в основном сосредоточены в двух зонах, газонефтяной и водонефтяной - это осложняет условия их извлечения.
1.2.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки
Характеристика фонда скважин и степени разбуривания объектов.
Месторождение характеризуется двумя периодами активного разбуривания. В начальный период 1970-1980гг. при темпах бурения 55-80 скв/г были введены в разработку XIII, XII, X, VIII горизонты. Второй период 1986-1990гг связан с внедрением решений проекта (1984г) - вводом в разработки Vаб, V+VI, Ixг горизонтов и дальнейшим разбуриванием XII, X горизонтов. Темп бурения достиг в 1988 году 117 скважин. Начиная с 1990 года темпы бурения снижаются до 38-8 скважин в 1994-1995гг.
На месторождении по состоянии на 1.1.1996 год пробурено всего 1492 скважин, в том числе в качестве добывающих - 1281 и нагнетательных - 211. За время разработки месторождения из добывающего и нагнетательного фонда ликвидировано 183 скважин. Определено в контрольные и другие категории 55 скважин. Из числа последних ликвидировано 17 скважин.
На 1.1.1996 год эксплуатационный фонд месторождения составляет 1241 скважин, в том числе 923 добывающих и 318 нагнетательных. Фонд совместил эксплуатирующих два горизонта - 39 добывающих и 4 нагнетательных скважины. Действующий фонд добывающих скважин - 654, нагнетательных - 230.
Эффективность использования фонда этих скважин в целом за 1995 год ниже нормативных и составляют 65 и 70% соответственно. Также и коэффициент эксплуатации - 0,84 и 0,85. Характеристика структуры фонда скважин по горизонтам и в целом по месторождению представлена в таблице 2.2.
Как видно наибольшее количество скважин приходится на разрабатываемые продолжительное время 5 объектов -XIII, XII, X, VIII, V горизонты, где пробурено 82% из всего фонда. Движение фонда в процессе эксплуатации также происходит в основе между этими горизонтами. К настоящему времени общий эксплуатационный фонд по этим горизонтам составляет 75% (928 скв=675 доб+253 нагн) фонда месторождения. Отработано по ним 1824 скважино-объектов (1440д+424н) при общем количестве по месторождению - 2325. С учетом же VI, IX горизонтов, введенных в эксплуатацию в последние годы, пробуренный фонд на промышленно разрабатываемых горизонтах месторождения составляет 1457 (98%) скважин. Отработано по ним 2188 скважино-объектов или 94% от общего их количества. Возвратный фонд скважин. Движение фонда на месторождении характеризуется достаточно большим количеством скважин, используемых как возвратные на вышележащих горизонтах.
Так, при пробуренном добывающем фонде 1281 физических скважин использовано (отработано) 1827 скважино-объектов. Отношение составляет 1:1,42. Аналогично, хотя в значительно меньшей степени, и по нагнетательному фонду: пробурено (с учетом отработки на нефть) 460, использовано - 498 скважино-объектов. Как видно многопластовый характер строения месторождения благоприятствует эффективному использованию существенного фонда.
Максимальное количество скважин, переведенных из других объектов, использовано на V, VIII, X, XI горизонтах, по которым общее количество составило 382 единицы или 71% всего "возвратного" фонда добывающих скважин. Доля возвратных скважин в добывающем фонде по горизонтам колеблется в пределах 26(VIII) - 82(XI)%.
Половина нагнетательного фонда месторождения - 249 скважин переведены из добывающего фонда, то есть отработано в качестве временно добывающих. Наибольшее их количество реализовано на VIII(66), X(66), XII(67) горизонтах.
Выбытие скважин. Анализ динамики выбытия скважин по разрабатываемым горизонтам подтверждает характерную зависимость накопленного количества выбывшего фонда от степени выработки запасов.
Так, наибольший процент выбывшего фонда по XIII(77%) и XII(76%) горизонтам является закономерным и отражает степень выработки этих объектов, которая достигла нефтеотдачи 41% или 90% извлекаемых запасов.
Надо отметить, что анализируемый фонд выбывших скважин включает:
1.фонд скважин, выбывших по технологическим причинам вследствие
2.фонд скважин, выбывших вследствие ликвидации.
Анализ показывает, что первые составляю основную часть скважин выведенных из добывающего фонда (80% или 610 скважино-объектов). В нагнетательном же фонде наблюдается обратное : доля первых составляет 30, а ликвидированных 70%.
Приведенные данные свидетельствуют о том, что срок службы скважин, особенно нагнетательных, меньше срока выработки запасов нефти, приходящихся на эти скважины.
Характеристика фонда ликвидированных скважин. Количество ликвидированных скважин с начала выработки месторождения составило 200 скважин, в том числе их добывающего фонда 107, из нагнетательного - 93 .Всего из ликвидированного фонда (из195=105д+90н) скважин добыто 9169,2 тыс.т. нефти или 47тыс.т. нефти на одну скважину. В том числе по 90 скважинам, ликвидированные как нагнетательные, добыто 3090 тыс.т. нефти и закачано 58210 тыс.м3 воды. Распределение скважин по принципам ликвидации представлено в таблице 5.1. Как видно, основными причинами ликвидации скважин является коррозия и авария подземного оборудования. На долю этих причин приходится 84% ликвидированного фонда.
Характерно, что ликвидация скважин в нагнетательном фонде приходит значительно большей интенсивностью по сравнению с добывающим. Так, например, доля ликвидированных по этим категориям соответственно составили 23 и 9%. В силу специфики работы (закачка морской и сточной вод) указанные выше причины обуславливают сокращение срока службы прежде всего нагнетательных скважин.
Анализ показал также, что активная интенсивность выбытия скважин характерно также и малодебитному добывающему фонду, что связано со сложными условиями эксплуатации и технического обслуживания низко дебитных скважин (большие глубины, способ ШГН, отложение солей и парафина, замерзание выкидных линий, частые аварии и проведение подземных и капитальных ремонтов).
Характеристика продуктивности скважин. Приводятся распределения фонда по дебитам и приемистости для основных горизонтов месторождения. Надо отметить, что реализуемые на месторождении уровни отбора жидкости из скважин - довольно низкие. Так по таблице 2.3 около 90% фонда характеризуется дебитами жидкости до 10 т/сутки. По состоянию на 1.1.96 год среднее значение текущих дебитов скважин составило 3т/сутки по нефти и 7,5 т/сутки по жидкости.
Количество скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки, которых принято называть малодебитным фондом (МДФ), составляет 609 ед. или 93% всего фонда. Из них 1/3 часть фонда составляют скважины с дебитами нефти менее 1 т/сутки. По основным горизонтам месторождения доля малодебитного фонда изменяется от 80 (Vв+VI) до93% (VIII). Более высокие дебиты скважин по нефти 4,2-4,7 т/сутки наблюдаются по Vаб и Vв+VI горизонтам. По остальным горизонтам средние значения текущих дебитов не превышают 3,4 т/сутки. Анализ динамики дебитов и изменения структуры фонда в процессе разработки месторождения за 1990-1995 годы показывает (таблица 2.3), что характерным в изменениях фонда является неуклонное увеличение количества скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки. Так начиная с 1990 года происходит уменьшение фонда скважин с дебитами нефти выше 20 т/сутки, то есть высокодебитной части фонда , связанное прежде всего с процессом обводнения, который сопровождается рядом осложнений, снижающих начальную продуктивность.
В результате чего происходит смещение средних дебитов в сторону уменьшения. Таким образом, на уменьшение средних дебитов доминирующее влияние оказывает рост малодебитного фонда (его доли в общем фонде). Это явление, наблюдаемое в течение многих лет стало типичным для месторождения.
1.2.3 Характеристика энергического состояния залежи, режима разработки
Энергетический режим работы продуктивных залежей месторождения Жетыбай в естественных условиях являются смешанными. Гидродинамическая связь продуктивных залежей с законтурной областью проявляется достаточно слабо, за исключением XIII горизонта, имеющего обширную водяную область. Поэтому для обеспечения промышленных темпов отбора по всем горизонтам месторождения, кроме XIII горизонта, была запроектирована внутриконтурная система заводнения.
Ниже дается краткая характеристика энергетического состояния продуктивного горизонта.
Vаб горизонт. Пластовое давление в зонах по объекту снизилось значительно по отдельным замерам (3-5 скважин) фиксируется до 16,5-16,9 МПа на 1983 - 1984 года при начальном - 19,1 МПа. После активного разбуривания и внедрения системы ППД с 1986 - 1987 годов происходит интенсивное увеличение пластового давления, которое достигло начального значения в 1990 году. Текущее Рпл составляет 19,9 МПа, что выше начального на 0,8 МПа.
Надо отметить, что Vаб горизонт является одним из объектов (кроме Vв + VI), на которых впервые начали применяться регулярная площадная система заводнения по девяти точечной схеме. Внедрение этой системы ППД с начала реализации проекта позволило обеспечить достаточно высокие темпы отбора, а также восстановить пластовое давление до начального уровня и выше. Забойные давления по горизонту за последние годы колеблется на уровне 12,6 - 13,3 МПа, что соответствует проектным величинам. Проектный уровень забойного давления в среднем 12 МПа. Начальное давление насыщения - 14,6 МПа. В энергетическом плане горизонт разрабатывается в соответствии с проектом. Для обеспечения проектных сборов прежде всего требуется работа по улучшению состояния фонда добывающих и нагнетательных скважин.
Нефтеотдачиа и мероприятия на повышение нефтеотдачи пластов.
Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.
При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 70-80%
Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворённого в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.
Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объёмом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.
Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Дальнейшее снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.
Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается.
Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения перового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при "поршневом" вытеснении нефти водой.
Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95-100%.
Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.
На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.
Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная пр
Повышение эффективности работ ШНСУ с помощью якоря дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат по теме Международные космические организации
Контрольная работа по теме Гибридный силовой модуль
Реферат Исследование Больных С Заболеваниями Соединительной Ткани
Гиподинамия И Ее Последствия Реферат
Реферат по теме Правовой статус депутата представительного органа муниципального образования
Контрольная Работа По Русскому 2 Четверть
Реферат: Хозяйственные связи в экономике. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Поняття, підстави та порядок спадкування
Курсовая работа по теме Монополистическая конкуренция в современной экономике
Утилизация Промышленных Отходов Реферат
Дипломная работа по теме Конституционное право и его нормы
Реферат: Двойные звезды
Реферат: Отношение студентов технического университета к браку
Сочинение 9.2 Материнская Любовь
Контрольно Проверочные Работы По Литературе
Дипломная работа по теме ВАЗ 2110 - техническое обслуживание и ремонт
Сочинение Моя Роль В Жизни
Реферат Про Сочи
Реферат: Анализ показателей финансового состояния. Скачать бесплатно и без регистрации
Контрольная работа: Консенсуальные контракты в римском праве
Лист — боковой орган побега - Биология и естествознание презентация
Кожа человека - Биология и естествознание реферат
Кировская область - География и экономическая география презентация