Разработка нефтяного месторождения (на примере Александровского месторождения) - Дипломная работа

2.4 Свойства и состав пластовых флюидов4.1 Расчет основных технологических показателей разработки для элемента 7-ми точечной системы расстановки скважин 4.1.1 Расчет технологических показателей для семиточечного элемента расстановки скважин за безводный период разработкиБезопасность и экологичность проекта 5.1 Основные вредные и опасные производственные факторы, встречающиеся на объектах Александровского месторожденияТерритория Александровского месторождения расположена в лесорастительной зоне средней тайги, окружена небольшими реками и озерами. Заболоченность территории составляет около 65%. Основные экосистемы на территории участка представлены лесными и болотными. По схеме нефтегеологического районирования участок относится к Ляминскому району Фроловской нефтегазоносной области; в тектоническом отношении - находится в юго-восточной части Верхнеляминского вала, осложняющего Фроловскую мегавпадину. Может быть охарактеризован следующим образом: суровая продолжительная зима (6-8 месяцев) с длительными морозами и устойчивым снежным покровом, короткое холодное лето, короткие переходные периоды (особенно весна), поздние весенние и ранние осенние заморозки, короткий безморозный период.В нижней подсвите горелой свиты выделяются две пачки: - Пласт Ю11, сложенный гравелитами и песчаниками грубозернистыми с прослоями аргиллитоподобных глин, толщина пласта составляет 18-40 м. Верхняя подсвита горелой свиты также представлена двумя пачками: - Пласт Ю10 сложен песчаниками крупно-грубозернистыми с единичными прослоями алевролитов, толщина пласта составляет 39-66 м. Нижняя подсвита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, глин, углей. В составе средней подсвиты, представленной переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, выделяются пласты Ю5, Ю6. Нижняя подсвита представлена песками и песчаниками серыми и светло-серыми, алевритами и алевролитами, с прослоями и гнездами темно-серых глин.К концу накопления юрских отложений (структурная карта по отражающему горизонту «Б») продолжается процесс постепенного выполаживания структурного плана исследуемой территории при сохранении общих очертаний структур. Ко времени начала накопления отложений кошайской свиты (отражающий горизонт «М») структурный план исследуемого участка претерпевает существенные изменения. По кровле отражающего горизонта «Г» (конец сеноманского времени) структурный план претерпевает еще более существенные изменения: свод структуры смещается дальше к югу, за пределы участка, на фоне продолжающегося выполаживания происходит подъем юго-западной и прогибание северо-восточной частей изучаемой территории. На втором, среднеюрском, этапе развития за счет заполнения впадин осадками и размыва древних выступов происходит выравнивание палеорельефа, к концу этого этапа роль местных источников сноса сходит на нет, в условиях континентального и переходного режима седиментации формируется с многочисленными перерывами среднеюрская тюменская свита. В развитии разрывных нарушений территории имели место как минимум два этапа: первый - мезозойско-палеогеновый в поле тектонических напряжений планеты, и второй - неоген-четвертичный, связанный с переориентацией сжимающих усилий тектонического поля субмеридионального на субширотное направление.По результатам проведенных геологоразведочных работ, промыслово-геофизическим исследованиям и испытаний поисково-разведочных скважин на территории Александровского ЛУ залежи нефти установлены в пластах АС1, АС5, АС7, ЮС0, ЮС2, ЮС4. Пласт вскрыт всеми скважинами Александровского участка, залежь выявлена скв. При подсчете запасов средний коэффициент пористости 0.15, средний коэффициент нефтенасыщенности 0.46 приняты по аналогии с пластом АС1 в виду отсутствия керна и очень низких средних значений по ГИС. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности по пласту ЮС0 приняты такими: Кп = 0.08, Кн = 0.85. Пласт вскрыт всеми скважинами Тортасинского участка, залежь выявлена скв.В связи с минимальным опытом эксплуатации в работе были изучены основные технологические решения по выработке запасов по пластам-аналогам соседних месторождений. На месторождении запроектирована квадратная сетка с расстоянием между скважинами 500 м, предусмотрена реализация трехрядной и девятиточечной систем воздействия. На среднеюрских объектах соседних месторождениях реализуются площадные системы разработки, чаще всего пятиточечные, с расстоянием между скважинами 500-700 м. Опыт реализации интенсивных систем воздействия выявил их низкую эффективность ввиду быстрого прорыва воды к добывающим скважинами и роста обводненности продукции. В данной дипломной работе был проведен аналитический расчет технологических показателей при 7-ми точечной и при рядной системах.Более оптимальным считается семиточечная система расстановки скважин, поскольку позволяет добыть больше нефти и дольше разрабатывать объект на 2 стадии.

Оглавление

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Геолого-физическая характеристика месторождения

2.1 Геологическое строение месторождения и залежей

2.1.1 Стратиграфия

2.1.2 Тектоника