Разработка месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Характеристика исследуемого месторождения, стратиграфия и тектоника, нефтегазо- и водоносность. Обоснование расчетных моделей пластов, технология ликвидации песчаных пробок и промывки скважин. Экономический эффект опытно-промышленной эксплуатации.


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.


Тенгизское месторождение находится на заключительной стадии разработки, о чем свидетельствует стабилизирующая, на сравнительно небольшом значении, годовая добыча нефти.
Причем стабилизация уровня добычи осуществляется за счет проведения КВД и закачки газа, ввода в эксплуатацию новых скважин, как нагнетательных, так и добывающих, различных методов повышения нефтеотдачи.
Повышение нефтеотдачи и ускорение темпов разработки нефтяных залежей во многом определяется качественной и бесперебойной работой добывающих скважин, которые в свою очередь определяются соотношением призабойной зоной пласта. Эта область пласта наиболее подвержена различным Физико-химическим и термодинамическим изменениям. При этом призабойная зона является той частью пласта, о которой разработчики имеют наибольшую информацию и на которую можно наиболее эффективно воздействовать с целью улучшения ее состояния.
В данном дипломном проекте рассматривается вопрос техники и технологии добычи нефти.


Тенгизское месторождение представляет собой одну из целой серии больших карбонатных построек, обнаруженных на различных глубинах по кромке бассейна.
Климат района резко континентальный, с большими колебаниями сезонных и суточных температур, количеством осадков около 150 мм в год, засушливым и жарким летом.
Зима (декабрь-январь) умеренно холодная, малоснежная, преимущественно с пасмурной погодой. Самый холодный месяц - январь. В самые заснеженные дни высота снежного покрова не превышает 5 см. Максимальное количество осадков приходиться на декабрь (до 12 см). Число дней с туманами до 4 в месяц.
Весна (март-апрель) отличается большими перепадами дневных и ночных температур и быстрым переходом к жаркому лету (температура воздуха днем плюс 5 - плюс 12°С, ночью минус 2°С - минус 6°С). Число дней с туманами до 10 в месяц.
Лето (май-сентябрь) сухое и жаркое, с ясной погодой. Температура воздуха днем плюс 25°С - плюс 30°С (максимальная до 45°С), ночью плюс 11°С - плюс 15°С. Самый жаркий месяц - июль. Наибольшее количество осадков выпадает в мае (до 56 мм), наименьшее в июле (до 8 мм). Осадки выпадают, преимущественно, в виде кратковременных дождей, большей частью в июне. Периодически бывают засухи, вероятность повторения 20 - 25%.
Осень (октябрь-ноябрь) в первой половине теплая, малооблачная. Осадки выпадают в виде моросящих дождей, иногда со снегом. Температура воздуха днем плюс 10°С - плюс 16°С. Число дней с туманами до 3 в месяц. Ветры в течение всего года преимущественно северо-восточные и восточные. Весной и летом часто бывают северо-западные ветры, что вызывает загрязнение атмосферы в поселке Сарыкамыс. Скорость ветра от 4 м/с до 10 м/с. Зимой бывают сильные северо-восточные ветры со скоростью до 15 м/с.
Атмосферные осадки по временам года распределяются неравномерно. Максимум приходится на зимне-весенний период, а с июня по октябрь осадки практически не выпадают. Максимальное количество осадков приходится на декабрь-январь.
К месторождению примыкает асфальтированная автодорога республиканского значения Кульсары - Сарыкамыс. Эта дорога по соображениям безопасности, вынесена с территории месторождения. Сегодня идет реконструкция части дороги на отрезке Кульсары - Каратон. Помимо главной трассы непосредственно на промысле развита сеть грунтовых и асфальтированных дорог.
В районе полностью отсутствуют пресные воды.
Геологическая модель Тенгизского месторождения учитывала и упиралась на исследования стратиграфической корреляции, литофаций коллектора и на изучение процесса диагенеза в коллекторе. В наши дни Тенгизский коллектор интерпретируется как карбонатная платформа (постройка), которая схожа со структурой современных островов Кайос и Багамы, расположенных в акватории Карибского бассейна. Ранее Тенгиз интерпретировали как эрозионный останец широкого карбонатного шельфа.
Сейсмические данные, составляющие 1950 км сейсмических профилей, были переформачены с бумажных носителей сейсмозаписей и заложены в рабочую станцию «Ландмарк», что позволило провести первое сейсмическое картирование месторождения. Верхние участки стволов 80 скважин были спроецированы на сейсмические данные с использованием новых скоростных отстрелов, результаты которых записывались в 6 скважинах, подлежащих капремонту, в начале 1994 года. Верхние участки стволов скважин были привязаны к сейсмическим профилям. Таким образом, удалось создать траверсные линии для 4 горизонтов коллектора: для кровли башкирского яруса (объект 1), для кровли вулканических осадков (объект 2), для кровли карбонатных пород девона (объект 3), а также для кровли терригенных пород девона (основной объект 3). Опираясь на полученные данные были созданы карты глубин, которые вобрали в себя все имеющиеся сейсмические данные и информацию по скважинному контролю.
Сейсмические данные записывались на различных фазах разработки Тенгизского месторождения на его площади в семидесятые и восьмидесятые годы. В 1982 году была проведена 24-кратная сейсмическая съемка по прямоугольной сетке 3 х 1,5 км, общая длина профилей составила 640 км. Эти работы были дополнены аналогичными в 1985 году.
В 1993 - 1994 гг. программа по капремонту предусмотрела ряд новых исследований с использованием взрывных материалов. Новые точки прострелов были записаны в скважинах Т-4, Т-7, Т-8, Т-21, Т-104 и Т-111 по всей протяженности призабойной зоны на 100 метровых интервалах.
Сейсмическая интерпретация по Тенгизу прошла через несколько стадий. Основными направлениями были:
Отслеживание горизонтов в коллекторе, проявляющихся малых разломов с привязкой ко всем скважинам;
Отображение полигонов сбросов на карте.
С целью оценки запасов было проинтерпретировано 4 беспрерывных горизонта на территории Тенгизского месторождения: кровля башкирского яруса, кровля вулканических осадочных материалов, кровля карбонатных пород девона и кровля терригенных отложений девона. По сейсмическим данным, кровля башкирского яруса (объект 1) представляет собой самый лучший отражающий горизонт. Сейсмический пакет отражений включает в себя сильно выраженную секвенцию (прохождение пика через пик), которая наблюдается примерно 2 - 4 сек с двусторонним временем пробега на платформе. Подобный характер отражения вызван высокими скоростями пробега сигнала через перекрывающие башкир кунгурские соленосные отложения толщиной в 100 метров, уменьшенными скоростями при пробеге сигнала через артинские сланцы, которые, в свою очередь, перекрывают карбонатные отложения башкирского яруса, проходимые с большой скоростью пробега.
На крыльях отслеживание горизонта идет сложнее, проводимый внутрискважинный контроль в скважинах, расположенных на склонах структуры, дает большую часть информации, необходимой для траверсного прослеживания горизонтов. При отслеживании башкирского горизонта стало очевидным, что должны существовать и вертикальные замещения породы, связанные с оползнями или несогласиями по борту платформы. На некоторых площадях данные внутрискважинного контроля указывают на сотни метров наличия смещений на короткие расстояния, то есть от самой платформы ближе к крыльям. Такие явления невозможно отследить по сейсмике без наличия горизонтальных сдвигов. Сдвиги наблюдались между скважинами: Т-109 и Т-100, Т-104 и Т-20, Т-1101 и Т-42, Т-9 и Т-41. С целью обозначения этих и прочих сдвигов, вдоль бортов платформы были обозначены разломы. Эти разломы затухают сразу же над башкирским ярусом и сходят на нет в девоне. Было трудно обозначить амплитуду сброса этих разломов с указанием глубины и с последующей привязкой к крыльевым скважинам структуры.
По кровле девона не прослеживается каких-либо особых сейсмических событий. Этот горизонт был вскрыт 7 скважинами на месторождении. Было определено, что карбонатная платформа девона схожа по структуре с подстилающим терригенным пластом девона, на котором она и выросла. Большинство разломов платформы описанных выше, затухают перед попаданием в этот горизонт, но множество склоновых разломов расчленяют кровлю карбонатных отложений девона.
Несмотря на довольно значительный фонд пробуренных скважин, степень изученности выявленных залежей не высока. Именно поэтому из 3418 млн. т. начальных балансовых запасов, числящихся на балансе СП «Тенгизшевройл», 1648 млн. т., то есть 48% приходятся на запасы категории С 2. По этой категории оценивается запасы залежей форма и размеры которых, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, свойства нефти, газа определены по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученным частям залежи, то есть не достаточно уверенно, то становится очевидно, что залежи, включенные во II объект разработки являются практически неизученными. Ведь на запасы категории С 2 во II объекте приходится 94,6% от всех запасов этой категории.
Степень изученности I объекта выше чем во втором объекте. На долю запасов категории С 2 приходится 9,5%, однако и для этой части продуктивного разреза остается много нерешенных вопросов.
В наши дни на месторождении идет работа по более глубокому изучению коллектора. Первым направлением доразведки месторождения является детализация строения природного резервуара, содержащего нефтяную залежь, то есть создание надежной геостатической модели, позволяющей оценить распределение запасов нефти в продуктивном разрезе и обосновать оптимальную систему их выработки.
Каротажные диаграммы и керновый материал характеризуют вскрытый интервал объекта II плохой пористостью коллектора. «Тенгизшевройл» проводит более углубленный анализ керна с целью полной и всесторонней оценки потенциала коллектора по объекту II. Трещиноватость является обычным явлением в объекте II. Некоторые трещины открыты, некоторые частично заполнены, многие полностью залечены кальцитом. Мы можем наблюдать также и аномально высокие значения пористости, которые интерпретируется как результат карстообразования по горизонтам, вскрытым скважиной Т-39.
Наличие объекта II в осадочных породах на крыльях структуры рассматривается как промежуточное и находящееся между привязанными глинистыми пластами объекта I и интерпретированной кровлей девона. Толщина их изменяется от 204 до 607 метров.
Визейский, серпуховский, башкирский ярусы - С 1 v , С 1 s , С 2 b
Объект I - это интервал, идущий от подошвы артинских аргиллитов до слоя вулканического туфа, залегающего у основания Визе. Он состоит из трех главных пачек, которые определяются как башкирские, серпуховские и окские стратиграфические отложения.
Верхний Визе (окский горизонт), несогласно залегает на слое вулканического туфа, расположенного по кровле объекта II. Кровля формации располагается у подошвы пласта с повсеместно плохой пористостью. Это просматривается в скважинах Т-22 и Т-31, дошедших до этого уровня глубины. Окский ярус меняется по мощности от 170 метров на севере до 210 метров на центральной платформе и далее возрастает до 250 метров к югу.
Объект I имеет наиболее богатый керновый материал. Так керновый материал, извлеченный из окского интервала скважин Т-8, Т-22, Т-24 содержит в себе пакстоун и грейнстоун, которые отложились в условиях мелководья или в совсем мелководных (приливно-отливных) зонах. Также керновый материал богато представлен криноидеями, брахиоподами и фрагментами водорослей с подчиненными фораминиферами.
Возможное наличие карстовых поверхностей наблюдается около кровли окского яруса в скважинах Т-8 и Т-24. Ноздреватая, кавернозная и следовая, а также трещиноватая пористость хорошо просматривается по всему окскому ярусу, и, по сути, дела она хорошо выпажена по его кровле. Множество трещин частично открыто.
С целью получения большей отдачи при моделировании этого коллектора, окский ярус разбит на шесть пластов (О1-О6) по эрозионным стратиграфическим параллельным несогласованиям.
Средняя толщина окского горизонта 297 метров.
Серпуховский ярус перекрывается латеритовыми сланцами, представляющими основное несогласование. Это несогласование образовывалось в течение нескольких миллионов лет. Напластования сланцев и вызывают всплеск на многих каротажных диаграммах ГК. Ярус литологически схож с подстилающими окскими отложениями, как кажется, он является продолжением того же самого стиля осадконакопления. По внутреннему разрезу платформы серпуховский интервал состоит из четырех тридцатиметровых циклов осадконакоплений, связанных тонкими несогласованиями с плохой пористостью породы.
Серпуховский интервал перекрывается мелководными криноидными, брахиопоидными и фораминиферовыми пакстоунами, несущими обильный водорослевый материал внутри микритовой матрицы. Отдельные кораллы занимают здесь подчиненное положение, но также характеризуют, вскрытый серпуховский интервал. Пористость распространена по большей части данного интервала. Она представлена в виде трещиноватой, следовой, кавернозно-ноздреватой и в виде межзерновой пористости.
Серпуховский ярус разделен на четыре зоны (З1-З4), которые соответствуют четырем циклам осадконакопления. Каротажные данные по добыче указывают, что пористые зоны З1 и З4, вскрытые скважиной Т-113, обеспечивают 80% притока флюида в ствол скважины.
Средняя толщина серпуховского яруса
Таблица 1. Характеристика толщин залежи нефти по стратиграфическим объектам и участкам
Башкирский интервал сложен примерно на 100 метров водорослево-оолитовым сланцевым комплексом грейнстоуна у кровли Тенгизского коллектора. Он перекрывается пермскими и артинскими аргиллитами. Карбонаты башкирского яруса сложены мелкими, окатанными водорослевыми зернами, локальными богатыми колониями ооидов, поверхностных ооидов и онкоидов, которые отлагались в мелководном бассейне на глубине до 1-2 метров.
Пористость более неравномерна в башкирском интервале, нежели в серпуховских или окских отложениях.
Хорошо прослеживаемое обмеление вверх по циклам осадконакопления определяется по керну, но эти циклы довольно тонкие (максимальная толщина 5 метров), что объясняется мелководными условиями осадконакопления.
Корреляция с отметками уровней в башкирском интервале изначально основывалась на корреляции пиков ГК, которые показывали на наличие прослоев сланцев. Четыре отметки (Б1-Б4) были установлены в башкирском интервале. Эти слои имеют меняющуюся мощность пласта при прохождении через некоторые скважины, что, как предполагается, является результатом локального размыва.
Толщина башкирского яруса 204 метра.
Вскрытая толща осадочных пород на Тенгизском месторождении представлена отложениями от четвертичных до верхнедевонских.
В осадочном разрезе выделяются три крупных литолого-стратиграфических комплекса: подсолевой, включающий верхнедевонские-артинские отложения, солевой-кунгурские, надсолевой - от верхнепермских до четвертичных.
Максимальная вскрытая глубина составляет 6455 м, скважина Т-53. Девонские отложения по состоянию изученности на 01.01.93 г., согласно исследований ВолгоградHИПИнефти вскрыты в четырех скважинах Т-10, Т-17, Т-22, Т-41 соответственно толщиной 38, 5, 84, 87 м. Исследованиями, выполненными в СП «Тенгизшевройл», девонские отложения вскрыты только в двух скважинах Т-10 и Т-17. В скважине Т-22 палеонтологические исследования не подтверждают наличие девонских отложений, по поводу скважины Т-41 никаких комментариев не приводится, но согласно материалов СП ТШО в ней вскрыты только тульские отложения.
Рисунок 1.4 - Геологическая модель Тенгиза
Hижнекаменноугольные отложения вскрыты в объеме яснополянского надгоризонта толщиной до 607 м (скважина Т-22), здесь и далее приводится максимально вскрытая толщина окского надгоризонтов толщиной до 297 м (скважина Т-22) и серпуховского яруса общей толщиной до 197 м (скважина Т-16); среднекаменноугольные отложения в объеме башкирского яруса толщиной до 204 м (скважина Т-40); нижнепермские отложения в объеме артинского и кунгурского ярусов толщиной до 1876 м; верхнепермские отложения толщиной до 942 м; триасовые отложения толщиной до 500 м; юрские отложения толщиной до 1798 м; меловые отложения толщиной до 2675 м; палеогеновые отложения толщиной до 240 м и отложения неогеновой и четвертичной систем.
Подсолевые отложения, с которыми связана установленная нефтяная залежь, литологически представлены карбонатными породами органогенного происхождения. Артинские отложения, залегающие на размытой поверхности каменноугольных образований, сложены преимущественно терригенными породами с переотложенными обломками известняков.
Солевые отложения кунгурского возраста представлены мощной толщей сульфатно - галогеновых пород, толщина которых изменяется от 500 до 1700 м.
Отложения надсолевого комплекса состоят из терригенных пород Тенгизской поднятие приурочено к восточной части Приморского свода. С севера оно кулисообразно сочленяется с Королевским поднятием, а с юга и востока ограничено Култукской террасой.
Объединяющим элементом этой зоны является мощная подсолевая карбонатная платформа, включающая отложения девонского и каменноугольного возраста. В пределах этой платформы выявлен ряд структур, связанных с высокоамплитудными карбонатными массивами, из которых наиболее крупным и изученным по данным бурения является Тенгизское.
Рисунок 1.5 - Схема сейсмостратиграфии Тенгизской карбонатной платформы и её флангов.
2 - нижнепалеозойские терригенные отложения;
3 - терригенно-карбонатный комплекс пассивной континентальной окраины;
5 - терригенный граувакковый комплекс;
6 - карбонатно-глинистая относительно глубоководная формация;
7 - карбонатно - глинистая кремистая глубоководная формация;
8 - терригенный комплекс погруженного шельфа;
9 - глинистые отложения затопляемых высокоамплитудных;
11 - сульфатно - галогенная формация;
Тенгизское поднятие по кровле карбонатных отложений (отражающий горизонт П 1) представляет собой крупную складку изометрической формы размерами 33х27 км по замкнутой изогипсе 5900 м с амплитудой более 1600 м.
Современные представления о строении Тенгизского подсолевого массива предполагают влияние трех факторов: тектонического, седиментационного и эрозионного, в результате чего кунгуро-артинские отложения перекрывают разновозрастные карбонатные образования от среднекаменноугольных до девонских и, таким образом, структурная карта (лист 1) отражает поверхность гидродинамически единого природного резервуара, включающего весь подсолевой карбонатный комплекс.
Структура имеет пологую широкую сводовую часть и крутое погружение на крыльях в зонах эрозионного вреза.
Поверхность второго объекта, включающего тульские и девонские отложения, в основном, отражает кровлю тульского горизонта и поэтому имеет более пологое падение на крыльях, а в наиболее погруженных частях вреза, где карбонатные отложения размыты до девонских, полностью повторяет поверхность первого объекта (лист 2).
В отличие от этих представлений, согласно которых в платформенной части структуры и ее бортов не проводилось разрывных нарушений, по представлениям специалистов СП «ТШО» Тенгизская структура значительно осложнена дизъюнктивными нарушениями как в пределах платформы, так и, прежде всего, бортовых частях.
Тенгизский природный резервуар, содержащий нефтяную залежь, по разрезу разделён ТШО на толщу 1, включающую башкирские, серпуховские и окские отложения, толщу 2, в которую входят тульские и более древние отложения карбона, и толщу 3, включающую девон и подразделённую, в свою очередь, на нижнюю - терригенную и верхнюю - карбонатную части. В настоящее время вскрыта карбонатная часть толщи 3.
По площади структура разделена на платформу, под которой подразумевается относительно плоская центральная часть поднятия, и крылья - склоны структуры.
Разрезы, вскрытые скважинами в центральной части массива, коррелируются специалистами России, Казахстана и СП «ТШО» практически одинаково, а в прибортовых и бортовых частях по разному, что связано с различными взглядами на формирование карбонатной постройки и, соответственно, ее морфологию.
Согласно представлений СП «ТШО», разломы расчленяют карбонатную постройку вдоль северного, западного и восточного бортов платформы, сама же платформа осложнена серией мелких разрывных нарушений.
Породы, слагающие продуктивные отложения Тенгизского месторождения, представлены органогенными, органогенно обломочными, органогенно - детритовыми, комковатыми и оолитовыми известняками, преимущественно неглинистыми (менее 5%), трещиноватыми, в значительной части разреза выщелоченными.
Вследствие развития интенсивной трещиноватости и пустот выщелачивания по трещинам, соединяющим поры и каверны и обеспечивающим сообщаемость участков с различными коллекторскими свойствами, продуктивную толщу следует рассматривать как единый гидродинамически связанный резервуар.
Пустотное пространство пород продуктивной толщи представлено порами, кавернами и трещинами, что предопределило отнесение коллекторов к различным сложным типам в зависимости от соотношения разных видов пустотного пространства и их вклада в ёмкостной и фильтрационный потенциалы коллектора. При различном сочетании трещин, пор и каверн в породах, по изменению параметра емкости и фильтрационной среды для нефти, они объединены в три группы коллекторов: трещинные, порово-каверново-трещинные и трещинно-каверново-поровые. Эта типизация коллекторов была проведена в 1983 г. и нашла отражение во всех последующих исследованиях.
Предполагается, что ВНК может располагаться на отметке не ниже 5960 м. По данным сейсмических исследований вероятная глубина эрозионного вреза, разделяющего Тенгизское и Королевское месторождения, составляет именно 5960 м. Предполагаемая глубина вреза могла бы рассматриваться, как контролирующая максимальную глубину распространения залежи Тенгизского месторождения. Так же вероятен такой вариант, что залежь не имеет физического ВНК, а является замкнутой в результате отсутствия в нижней части продуктивной толщи пород-коллекторов с поровой проницаемостью. Есть вероятность, что ВНК присутствует только по периферии залежи, в северо-восточной и юго-западной частях площади, где присутствуют поровые коллекторы.
СП «Тенгизшевройл» принимает за положение ВНК отметку 5450 м, что на 40 м ниже наиболее низкой отметки получения нефти в настоящее время на месторождении. Это предположение основано на гидродинамическом равновесии с Королевским месторождением, ВНК на котором также не установлен, но самый высокий уровень воды предполагается на отметке 4922 м. ВНК для Тенгизского месторождения рассчитан путем экстраполяции градиентов давления.
ВНК принимался единым для всех подсчетных объектов, выделенных в разрезе, так как залежь является массивной и существует гидродинамическая связь между различными типами коллекторов.
Проведенными исследованиями установлено, что вся вскрытая толщина карбонатного комплекса является коллектором, за исключением туффитового слоя на границе тульских и окских отложений, который после дополнительно проведенных работ, возможно, сможет рассматриваться как раздел между I и II объектами эксплуатации.
О I объекте разработки можно судить по 16 скважинам, вскрывшим башкирские, серпуховские и окские отложения.
II объект разработки вскрыт единичными скважинами, причем отдельные скважины вскрыли разные по возрасту части этого объекта, что не позволяет дать оценку продуктивных толщин в целом по объекту. В скважине Т-22, где вскрыта максимальная толщина II объекта разработки весь разрез представлен коллекторами II и III групп.
Таблица 2. Статистические ряды распределения проницаемости по данным лабораторного изучения керна
Интервалы изменения проницаемости *10 -3 , мкм 2
Характеристика свойств и состава нефти и газа, полученных по результатам исследования проб пластовой и разгазированной нефти, выполненных в институте Гипровостокнефть (более 60 проб) и Центром современных технологий компании «Корлабораториз» (6 проб). Основные свойства пластовой нефти приведены в таблице 3
Таблица 3. Свойства нефти Тенгизского месторождения
Изначальное давление коллектора (4250 м)
Газовый фактор при растворенном газе
Хоть отбор проб пластовой нефти и производился на устье скважин, сохранялось условие, что давление на головке скважин превышает давление насыщения. Это значит, что обратный флюид находится в однофазном состоянии и соответствует пластовому флюиду.
При исследовании пластовой нефти по многим пробам не были учтены термобарические условия на глубине перфорации исследуемой скважины, а принимались средние значения пластовых температуры и давления. Поэтому полученные параметры пластовой нефти не коррелировались по пласту, тем более что изменение состава и свойств нефти очень небольшое, что не свойственно для крупных месторождений, имеющих толщину нефтяного пласта более 1000 м.
Снижение пластового давления влечет за собой нарушение термодинамического равновесия пластовой системы, оказывая наибольшее влияние на такие параметры пластовой нефти как сжимаемость, объемный коэффициент и плотность, от которых в свою очередь зависит нефтеотдача и уровни добычи нефти.
В последнее время отмечается тенденция увеличения содержания сероводорода в составе растворенного газа. Специалисты связывают это с возможным процессом перехода сероводорода сорбированного на породе и растворенного в погребенной воде при снижении пластового давления в пластовую нефть.
Разработка месторождения Тенгиз будет проходить в несколько стадий, в процессе которых будут меняться термобарические условия залежи и, как следствие, физико-химические свойства насыщающих их флюидов. Поэтому должен осуществляться постоянный контроль за свойствами и составом нефти и газа, чтобы можно было прогнозировать возможные изменения и не допустить связанные с этим осложнения при разработке, добыче и подготовки нефти и газа.
Технологические показатели разработки месторождения зависят от емкостно-фильтрационной характеристики пласта, технологии и системы воздействия. Полученная в результате эксплуатационного бурения информация о геологическом строении залежей позволяет использовать трехмерную математическую модель пласта.
В технол огической схеме разработки 1986 г. предполагалась при эксплуатации месторождения Тенгиз реализация последовательно трех режимов вытеснения нефти из коллектора:
упруго-замкнутый режим, когда нефть из пласта «отжимается» силами упругости нефти, битума, связанной воды и скелета породы;
режим растворенного газа, когда нефть из породы вытесняется пузырьками выделяющегося из нефти газа;
водонапорный режим, когда нефть из породы будет вытесняться закачиваемой в пласт водой.
Упруго-замкнутый режим в условиях месторождения Тенгиз является весьма эффективным, что объясняется наличием аномально-высокого пластового давления, большим разрывом между ним и давлением насыщения и современным представлением о геостатической модели залежи. Из-за этого месторождение Тенгиз по запасу упругой энергии относится к уникальным в отечественной практике разработки.
При упругом режиме, в отличие от напорного, нефтеотдача определяется степенью снижения пластового давления в залежи, сжимаемостью пластовых флюидов и коллекторов. Такие факторы, как вязкость нефти в пластовых условиях, даже плотность сетки скважин, если в пласте отсутствуют изолированные линзы, формально не влияют на нефтеотдача при упругом режиме. При этом режиме вместо сложного процесса вытеснения нефти водой в пористой среде происходит процесс отжатия нефти из пористого коллектора. Наличие гидродинамической связи между добывающими скважинами и любой точкой нефтяной залежи является необходимым и достаточным условием для этого процесса.
Указанные особенности упруго-замкнутого режима значительно облегчают начальную стадию разработки месторождения и позволяют резко сократить начальные капитальные вложения на разработку. Они позволяют применить на стадии эксплуатации залежи при упруго-замкнутом режиме сравнительно редкую сетку скважин. Кроме того, в этот период достаточно выделить минимальное число объектов разработки. В отличие от напорных режимов, при которых при эксплуатации объектов большой мощности обычно наблюдается невысокий охват пласта процессом вытеснения, при упруго-замкнутом режиме, должна работать вся толщина пласта, если только скважина вскрыла всю продуктивную толщу объекта разработки и гидродинамически связана со всеми его интервалами.
При упруго-замкнутом режиме прогнозируемый коэффициент извлечения нефти (КИН) зависит от наличия точной информации по эффективной пластовой сжимаемости, составляющими компонентами которой являются сжимаемости нефти, воды, породы и битума. Эффективная пластовая сжимаемость, вероятно, зависит в большей степени от сжимаемостей нефти и твердого битума. Так как при снижении пластового давления до давления насыщения сжимаемость нефти изменяется почти в 5 раз, а физические свойства твердого битума можно охарактеризовать как промежуточные между нефтью и известняком логично предположение о влиянии сжимаемости битума на конечный КИН. В настоящее время информация по сжимаемости битума отсутствует. СП «ТШО» ведутся лабораторные исследования кернового материала Тенгизского месторождения по определению эффективной пластовой сжимаемости с учетом присутствия битума в поровом пространстве.
Упруго-замкнутый режим разработки обуславливает еще одну специфическую проблему разработки. При снижении давления в залежи происходит отжатие не только нефти, но и связанной воды из поровой части коллектора. Объем выделившейся воды определяется водонасыщенностью коллектора и степенью снижения пластового давления в залежи. Если бы коллектор месторождения Тенгиз относился к поровому типу, то можно было бы прогнозировать безводную эксплуатацию добывающих скважин в период упруго - замкнутого режима. Однако в реальных условиях возможно, что высвободившаяся связанная вода будет поступать из пористой матрицы в систему трещин и по ней вместе с нефтью в добывающие скважины. Проблема заключается в том, поступит ли выделившаяся вода в добывающие скважины как попутная пластовая вода или останется в связанном виде в поровой части пласта, и добывающие скважины в течение всего периода эксплуатации залежи при упруго-замкнутом режиме будут безводными. Эта проблема очень важна, так как появление воды в добываемой жидкости резко повысит интенсивность сероводородной коррозии.
Выделившаяся вода, поступая в нефтенасыщенные поры
Разработка месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Я Будущий Профессионал Своего Дела Эссе Экономика
Курсовая работа по теме Аналіз економічної нестабільності в Україні
Реферат: Отставка Правительства и его членов как мера конституционно-правовой ответственности
Пафос Слова О Полку Игореве Сочинение
Реферат: Эволюция менеджмента. Скачать бесплатно и без регистрации
Темы Итогового Сочинения 2022 2022 Пробник
Статья 9 Сочинения Белинского
Эссе На Иностранном Языке Конкурс
Доклад по теме Цветовой тест
Курсовая Работа На Тему Маркетинговое Исследование Рекламы На Примере Компании "L’Oreal"
Химия Лабораторная Работа 5
Особенности Ораторской Речи Реферат
Входная Контрольная Работа Для 1 Класса
Дипломная работа: Анализ финансовых результатов деятельности предприятия ГУП "Норильское авиапредприятие"
Реферат: Восемь принципов современного менеджмента качества ключевые выгоды от их применения
Лабораторная Работа По Животным
Курсовая работа по теме Анализ опыта исследований темперамента и характера в зарубежной психологии
Подготовка Реферата История Развития Компьютерной Техники Ответы
Планирование Проекта Организации Курсовая
Небольшое Сочинение По Картине Портрет Мальчика
Бухгалтерский учет на предприятии ООО "Стрежевское ДРСУ" - Бухгалтерский учет и аудит отчет по практике
Методика анализа "затраты – объем выпуска – прибыль" - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Управленческий учет и его применение - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа