Рассмотрение общих сведений о районе месторождения, стратиграфии и тектонике. Характеристика нефтегазоносных пластов. Исследование пластовых флюидов. Состояние разработки месторождения. Определение уровня разработанности и проблем в теории и практике.
Аннотация к работе
.5 Состояние разработки месторождения 2.2 Уровень разработанности и проблемы в теорииЛянторское месторождение нефтегазоконденсатное расположено в Сургутском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области, принадлежит Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В орогидрографическом отношении территория Лянторского месторождения представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 45 метров (южная часть) до 80 метров (северная часть). На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Лесные массивы расположены вдоль рек, а на водоразделах участками среди обширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны и березы.Тюменская свита, охарактеризована неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. Разрез нижней части свиты преимущественно глинистый и сложен темно-серыми аргиллитами, тогда как разрез верхней части представлен алевролитами и песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов. Баженовская свита, выражена битуминозными аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и характеризуется повсеместным распространением, выдержанностью по площади и по разрезу и поэтому является надежным региональным репером при расчленении и сопоставлении разрезов скважин. Отложения подошвенной части образуют подачимовскую пачку, сложенную темно-серыми аргиллитами, прослоями битуминозных, содержащих фауну аммонитов, пелеципод, фораминифер, характеризующих берриасский ярус. Четвертая пачка сложена чередованием прослоев песчаников и алевролитов с пропластками аргиллитов и аргиллитов и аргиллитоподобных глин.В подсчете запасов были выделены следующие залежи: газонефтяные - в пластах АС9, АС10, АС11; - нефтяные - в пластах БС8, БС8?, БС16…17, БС18 и другие. Всего за 2003 год введено под закачку 18 скважин, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин под конец года составил 1303, действующих - 1165 скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 330,5 м?/сут. Более половины действующего фонда работает с обводненностью выше 90% (2516 скважин - 74,6%), из них 286 скважин работают обводненностью более 98% (8,5%), добыча из них составляет 434,9 т/сут нефти и 30888,6 т/сут жидкости. Результаты геофизических исследований по контролю за состоянием разработки свидетельствуют о том, что коэффициент работающих толщин по самостоятельным добывающим скважинам пласта АС10 равен 0,95, в то время как по скважинам, работающим совместно с пластом АС9, он равен 0,85, с пластом АС11 - 0,7. В 6 скважинах из 17 исследованных совместных с пластом АС11 принимает только пласт АС11, в 3 скважинах - только пласт АС10, в остальных 8 скважинах воду принимают оба пласта.Анализ результатов применения технологий нестационарного заводнения показывает, что данные технологии широко использовались и используются поныне на месторождениях Западной Сибири, на Лянторском месторождении, в том числе и на залежах с повышенной вязкостью нефти. Вместе с тем, отмечается, что на месторождениях, объекты которых находятся в поздней стадии и где технологии циклического заводнения длительное время находятся без изменения, нестационарный процесс постепенно приближается к стационарному, эффективность технологии падает. Продолжение исследовательских работ в области нестационарных процессов фильтрации позволило сформулировать основные принципы развития технологий НЗ.
План
Содержание пластовый флюид месторождение нефтегазоносный