Расчет показателей разработки элемента трехрядной системы

| Категория реферата: Рефераты по технологии
| Теги реферата: изложение 4 класс, курсовые работы
| Добавил(а) на сайт: Kljushnikov.

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

2. Геологическая характеристика месторождения 2.1 Нефтеносность

На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км. Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты K)i и Юз) и баженовской (пласт Юо) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого- геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.
Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в

шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.
В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов:
AC123, АС122, АС112-4, АС111, АС110, АС101-2, АС100, АС9, АС7. Залежи пластов АС 7, АС9 промышленного интереса не представляют.

2.2 Характеристика продуктивных пластов

Основные запасы нефти на Приобском месторождении сосредоточены в отложения неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счёт выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока.
Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: котинентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море.
По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними песчано-алевролитных пород.
Согласно определениям, выполненным специалистами ЗапСибНИГНИ по фауне и споропыльце, отобранным из глин в интервале залегания* пимской пачки, возраст этих отложений оказался готеривским. Все пласты, что находятся выше пимской пачки. Проиндексированы как группа АС, поэтому и на Приобском месторождении пласты BCi.5 были переиндексированы на АС7-12 .
При подсчёте запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: АС12/3, АС12/1-2, АС12/0,
АС11/2-4, АС11/1,

Сводная таблица параметров продуктивных пластов в пределах эксплуатационного участка.
|Пласт |Средняя|Средняя |Откры|Нефт|Коэффи|Расчлен|
| | |толщина |тая |енас|циент |енность|
| |глубина| |порис|ыщен|песчан| |
| | | |тость|ност|истост| |
| | | |. % |ь. %|и | |
| | | | | | | |
| | |Общая,|Эффект| | | | |
| | |М |, М | | | | |
| | | | | | | | |
|АС100 |2529 |10,2 |1,9 |17,6 |60,4|0,183 |1,8 |
| | | | | | | | |
|АС101-2 |2593 |66,1 |13,4 |18,1 |71,1|0,200 |10,5 |
| | | | | | | | |
|AC100 |2597 |20,3 |1,9 |17,2 |57,0|0,091 |2,0 |
| | | | | | | | |
|AC101-2 |2672 |47,3 |6,4 |17.6 |66,6|0,191 |6:1 |
| | | | | | | | |
|AC110 |2716 |235,3 |4,9 |17,6 |67,2|0,183 |4,5 |
| | | | | | | | |
|AC 11 1 |2752 |26,7 |4,0 |17,7 |67,5|0,164 |3,3 |
| | | | | | | | |
|AC123-4 |2795 |72,8 |12,8 |18,0 |69,8|0,185 |9,3 |
| | | | | | | | |

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

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

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

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

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

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

Технологический шифр нефтей пласта АС 10 - II Т1П2, пластов АС 11 и АС12-П
Т2П2.
Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристикми нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении. Условия сепарации следующие:

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

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

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

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

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

низкая проницаемость;

низкая песчанистость;

повышенная глинистость;

высокая расчлененность.
До 1996 года месторождение разрабатывалось по технологической схеме
"Уточненные технологические показатели разработки первоочередного участка
Приобского месторождения (Левобережная часть)", составленной СибНИИНП в
1990 году. Разработка каждого эксплуатационного объекта АС10, АС11, AC12 проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС 12.
В 1997 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки левобережной части Приобского месторождения, включая пойменный участок N4", в котором были даны

коррективы по разработке левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов N140 и 141 в пойменной части месторождения. В соответствие с этим документом предусматривается реализация блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/скв) с переходом в дальнейшем на более поздней стадии разработки на блочно-замкнутую систему.
Месторождение отличается низкими дебитами скважин. Основными проблемами разработки месторождения явились низкая продуктивность добывающих скважин, низкая естественная (без разрыва пластов нагнетаемой водой) приемистость нагнетательных скважин, а также плохое перераспределение давление по залежам при осуществлении ППД (вследствие слабой гидродинамической связи отдельных участков пластов). В отдельную проблему разработки месторождения следует выделить эксплуатацию пласта АС12. Из-за низких дебитов многие скважины этого пласта должны быть остановлены, что может привести к консервации на неопределенный срок значительных запасов нефти. Одним из направлений решения этой проблемы по пласту АС12 является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.
Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.

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