Оценка экономической эффективности паротеплового воздействия на месторождении Катангли. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Применение метода повышения нефтеотдачи пласта. Использование в народном хозяйстве новой техники, изобретений.
Аннотация к работе
Обеспечение высоких коэффициентов нефтеотдачи и поддержание высоких темпов добычи нефти невозможно без разработки новых, более современных методов воздействия на нефтяной пласт и призабойную зону скважин. В настоящее время во многих нефтедобывающих странах разработаны и получили широкое практическое применение методы повышения нефтеотдачи пластов, позволяющие достичь наиболее полного нефтеизвлечения, чем при обычном заводнении. Для извлечения высоковязкой нефти, залегающей на небольших глубинах, получили широкое распространение тепловые методы воздействия на нефтяные пласты (закачка перегретого пара, горячей воды, внутрипластовое горение). Наиболее изученным и внедренным в нефтяную практику является метод закачки пара. Поскольку топливно-энергетические затраты в основном определяются геолого-техническими условиями месторождений, основной резерв в снижении себестоимости дополнительно извлекаемой нефти может заключаться в разработке методов интенсификации паротеплового воздействия. Значительная часть нефти месторождения Катангли обладает большой плотностью и вязкостью, что сильно сказывается на режиме разработки данного месторождения. В 1968-1969 гг. на месторождениях Сахалина были начаты работы по опытно-промышленному внедрению паротепловых методов воздействия на пласты в сочетании с заводнением. С 1969 года производится закачка пара, а с 1984 года под тепловое воздействие задействованы залежи нефти II блока, наибольшая нефтеотдача на данный момент 32,9 %. В ходе проведения работы были использованы материалы геологического строения месторождения Катангли и годовой геологический отчет НГДУ «Катанглинефтегаз», а также годовой отчет технико-экономических показателей НГДУ «Катанглинефтегаз». 1. Катанглийское месторождение приурочено к одноименной Катанглийской антиклинальной складке, входящей в состав Ногликско-Катанглийской зоны. Верхний отдел (К2) Отложения верхнего мела вскрыты скважиной № 700 толщина 710 м. Толщина прослоев песчаников более 2,5 м. Неогеновая система Эти отложения представлены породами миоценового возраста (N1). Дагинская свита (N1 dg) Непосредственно нефтесодержащими являются отложения дагинской свиты. Толщина пласта изменяется в пределах от 0 до 29 м. уменьшение толщины пласта до 0 связано с размывом пласта в наиболее приподнятой части складки, а также с размывом на западном крыле III блока. Восточное крыло относительно пологое (8-10º), западное более крутое с углами падения до 20º-30º, осложненное взбросом I северо-западного простирания. Другими, наиболее крупными разрывами, являются сброс I и взброс 2 и которые делят месторождение на три основных блока - I, II и III. Эксплуатационный фонд составляет 39 скважин, в т.ч.: действующих - 38, в бездействии - 1, в консервации - 3.