Повышение нефтеотдачи на Приобском месторождении - Курсовая работа

2.5 Физико-химические свойства пластовых флюидов 3.1 Основные проектные решения по разработке 3.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин 4.1 ГРП - как основной метод повышения нефтеотдачи на Приобском месторожденииНефтяная промышленность является одной из важнейших составляющих экономики России, непосредственно влияющей на формирование бюджета страны и ее экспорт. Ресурсы нефти постепенно истощаются, большое число месторождений находится в конечной стадии разработки и имеют большой процент обводненности, поэтому наиболее актуальной и первостепенной задачей является поиск и введение в эксплуатацию молодых и перспективных месторождений, одним из которых является Приобское месторождение (по запасам - оно одно из крупнейших месторождений России).Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объемов геологоразведочных работ и нефтедобычи. Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское, расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной близости, Правдинское - в 57 км на юго-восток. Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Березовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым.Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650 м. В ее составе выделяются тюменская (J1 2), абалакская и баженовская свиты (J3). Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава. Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу.Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточное его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос. По отражающему горизонту «Дб», приуроченному к кровле быстринской пачки прослеживаются Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры.На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5 км. Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю2) и баженовской (пласт Ю0) свит. 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.Все пласты, что находятся выше пимской пачки, проиндексированы как группа АС, поэтому и на Приобском месторождении пласты БС1-5 были переиндексированы на АС7-12. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте АС121-2 (1018 км2), минимальную (10 км2) - залежь в пласте АС101. Действующий добывающий фонд составляя 275 скважин, бездействующий - 181 скважину. Действующий нагнетательный фонд составлял по месторождению 41 скважину (нагнетательный фонд - 45 скважин). Из 275 скважин действующего фонда 91 скважина работала с дебитом нефти не более 1 т/сут, 178 скважин имели дебит менее 10 т/сут.

Содержание

Введение

1. Общая часть

2. Геологическая часть

2.1 Литология и стратиграфия

2.2 Тектоническое строение

2.3 Нефтеносность

Нефтяная промышленность является одной из важнейших составляющих экономики России, непосредственно влияющей на формирование бюджета страны и ее экспорт.

Состояние ресурсной базы нефтяного комплекса является наиболее острой проблемой на сегодняшний день. Ресурсы нефти постепенно истощаются, большое число месторождений находится в конечной стадии разработки и имеют большой процент обводненности, поэтому наиболее актуальной и первостепенной задачей является поиск и введение в эксплуатацию молодых и перспективных месторождений, одним из которых является Приобское месторождение (по запасам - оно одно из крупнейших месторождений России).

Месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов. Промышленный интерес представляют пласты АС 10, АС11 и АС 12. Коллектора горизонтов АС 10 и АС11 относятся к средне- и низкопродуктивным, а АС 12 к аномально низкопродуктивным. Эксплуатацию пласта АС 12 следует выделить в отдельную проблему разработки, так как пласт АС 12 к тому же является самым значительным по запасам из всех пластов.

Составной частью анализа разработки является анализ состояния техники добычи, выявление наиболее эффективных и экономичных способов добычи и оборудования для подъема жидкости.

1 Технологическая схема разработки Приобского месторождения 2000 год.

2 Абдулин Ф. С. Добыча нефти и газа. Учебное пособие для рабочих. М., Недра, 1983, с. 256.

3 Бойко В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990, с. 426.

Размещено на .ru