Общие сведения о месторождении нефти. Способы добычи, выбор и особенности применяемого оборудования. Проблемы эксплуатации многопластовых месторождений, физические основы выработки запасов. Виды технологий для одновременно-раздельной эксплуатации.
Аннотация к работе
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 счет выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. В пласте АС12/1-2 вскрыты залежи 7,5 на 7 км, высотой 7 м и 11 на 4,5 км, высотой 9 м. На юго-востоке этот горизонт представлен лишь пластом АС11/2, в центральной части - пластом АС11/3, на севере - пластом АС11/2-4. Завершает разрез пачки пластов АС10 продуктивный пласт АС10/0, в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридиального простирания. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте АС12/1-2 (1018 км2 ), минимальную (10 км2 )-залежь в пласте АС10/1.Разработка каждого эксплуатационного объекта АС10, АС11, АС12 проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС12. 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. Динамика основных технико-экономических показателей разработки представлена в таблице 1.5 Фонд добывающих скважин к 2012 году составил 414 скважины, из них скважин, добывающих продукцию механизированным способом - 373 К 2012 году накопленная добыча нефти составила 8583,3 тыс.т.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]. Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются: глубина продуктивных пластов-2400-2600 м, залежи литологически экранированные, естественный режим - упругий замкнутый, толщина пластов АС10, АС11 и АС12 соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6м. начальное пластовое давление-23,5-25 МПА, пластовая температура-88-900С, низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам исследования керна - по пластам АС10, АС11 и АС12 соответственно 15,4, 25,8, 2,4 MD, высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов, плотность пластовой нефти-780-800 кг/м3, вязкость пластовой нефти-1,4-1,6 МПА*с, давление насыщения нефти 9-11 МПА, нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая. Сопоставляя представленные данные с известными критериями эффективного применения методов воздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, из перечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). В числе основных причин, вызывающих снижение эффективности заводнения низкопроницаемых пластов оказываются: ухудшение фильтрационных свойств породы за счет: набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой, засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде, выпадением в пористой среде коллектора осадков солей при химическом взаимодействии нагнетаемой и пластовой воды, уменьшение охвата пласта заводнением вследствие образования вокруг нагнетательных скважин трещин-разрыва и распространения их в глубь пласт (для прерывистых пластов возможно также некоторое увеличения охвата пласта по разрезу), значительная чувствительность к характеру смачиваемости пород нагнетаемым агентом значительное снижение проницаемости коллектора за счет выпадения парафинов. Причем большая часть дополнительной добычи составила нефть пласта АС-12 - 78,8% от всей добычи по пласту и 32,4% от добычи в целом.Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми. В зависимости от окружающих условий и процесса осадконакопления пласты и непроницаемые перемычки между пластами формировались по разному. Также по-разному формировались залежи углеводородов в каждом пласте; нефтяные пласты и пропластки обретали свои уникальные геологические характеристики, в частности: - толщина (мощность) пласта; В пластах с тонкой разделяющей перемычкой в результате гидродинамической связи пласты могут иметь схожие параметры (общий водонефтяной и газонефтяной контакты). Выделение производят на основании данных комплексного геолого-промыслового изучения фактического состояния объектов разработки, возможн
План
Геологическая характеристика Приобского месторождения
Содержание
1. Общие сведения о месторождении
2. Способы добычи, применяемое оборудование
3. Применяемые методы увеличения нефтеотдачи пластов
4. Эксплуатационный объект в составе многопластового месторождения
5. Проблемы эксплуатации многопластовых месторождений
6. Физические основы выработки запасов из многопластового месторождения
7. Технология одновременно-раздельной эксплуатации пластов
8. Виды технологий для одновременно-раздельной эксплуатации и их классификации