Разработка полимерного заводнения для повышения нефтеотдачи пластов - Контрольная работа

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ КАЗАХСТАНСКО-БРИТАНСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Разработка полимерного заводнения для повышения нефтеотдачи пластов (на примере промысла Северного Бузачи)Месторождение Северные Бузачи было открыто и получило промышленную оценку в 1974-1977 гг. По причинам экономического и организационно-технического характера месторождение длительное время находилось в консервации. «Технологическая схема разработки месторождения Северные Бузачи», была утверждена ЦКР РК 26.06.2003 г.В географическом отношении газонефтяное месторождение Северные Бузачи находится в северо-восточной прибрежной части Каспийского моря на северо-западе полуострова Бузачи. В административном отношении площадь месторождения расположена на территории Тюбкараганского района Мангистауской области Республики Казахстан (приложение А). Климат района месторождения характеризуется резкими колебаниями сезонных температур от плюс 30-450 летом до минус 300 зимой. Гидрографическая сеть отсутствует за исключением соров - соляных озерков, временами заполняемых атмосферными осадками. В серединной части полуострова широко развиты барханные пески, отдельные массивы которых по площади достигают до 1200 км2, а также останцы коренных пород разной величины.Месторождение Северные Бузачи выявлено в 1974 г., а в 1977 г. по результатам бурения и опробования 168 поисковых и разведочных скважин была разработана модель природного резервуара, содержащего пластово-сводовые залежи нефти в нижнемеловых и среднеюрских отложениях и подсчитаны запасы нефти.В пределах структуры вскрыт разрез, включающий верхнепалеозойские, нижнетриасовые, среднеюрские и нижнемеловые отложения. Нижнетриасовые отложения сложены плотными аргиллитами, мелкозернистыми песчаниками с микропрослойками глинистого аргиллита. Среднеюрские отложения представляют собой переслаивание песчаников, песков, глин, алевролитов, а нижнемеловые представлены разнозернистым песчаником с прослоями глин и алевролитов.В тектоническом отношении структура Северные Бузачи представляет собой асимметричную, нарушенную сериями разломов брахиантиклинальную складку запад-северо-восточного простирания, расположенную в присводовой части Бузачинского поднятия, выделяемого в Северо-Устюртско-Бузачинской системе прогибов и поднятий. В результате проведения детальных сейсмических работ 2Д и 3Д в 2000-2001 гг. с учетом данных бурения на лицензионной территории, местоположения тектонических нарушений были уточнены и схема блокового строения месторождения, принятая в 1977 году, претерпела некоторые изменения. Вместо 9 блоков, выделяемых при подсчете запасов в 1977 г., была принята тектоническая схема, по которой месторождение разбито на 12 блоков.В отложениях неокома в результате поисково-разведочного бурения на Северо-Бузачинском месторождении было выявлено и разведано 6 продуктивных пластов (А1, А2, Б, В, Г, Д), в отложениях юры - 2 горизонта (Ю-I, Ю-II). Данные, полученные по новым скважинам, позволили уточнить фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, характер строения пластовых резервуаров, детализировать структурные карты по кровле коллекторов юрского объекта разработки, а также карты эффективных нефте-и газонасыщенных толщин по этому объекту. При составлении технологической схемы разработки месторождения Северные Бузачи была выделена определенная площадь, охватывающая VI, VII, VIII, IX, X блоки, в пределах которой меловые продуктивные пласты могут быть объединены в одну единую нефтяную залежь с общим газонефтяным и водонефтяным контактами. В таблице 1.2.1 приведены характеристики толщин для каждого объекта разработки в пределах VI, VII и Х блоков, в которых в течение 2004-2006 года было пробурено 202 новых скважины. Общая толщина пластов-коллекторов в VI блоке в среднем составляет 87 м при изменениях от 38 до 98 м.Изучение физико-химических свойств нефти и газа месторождения Северные Бузачи проводились в период с 1975 по 2008 гг. в «НИПИНЕФТЕГАЗ», КАЗНИГРИ, «КАЗНИПИНЕФТЬ», Oilphase, Texaco UT, Expro, Pencor и других организациях.Для обоснования параметров нефти, характеризующих начальное состояние пластовых флюидов, в настоящем проекте к имеющимся по состоянию на 1977 г. исследованиям привлечены дополнительные исследования пластовых проб нефти за период до 01.07.08. Результаты исследований систематизированы по скважинам, пластам и горизонтам, выполнен их анализ и произведена отбраковка непредставительных проб, которые не участвовали в обобщении. Непредставительными признаны: - пробы, отобранные из скважин, работавших перед отбором проб с Рзаб< Рнас; Результаты исследований пластовой нефти из скважин меловых и юрских горизонтов приведены в таблице 1.2.4.1. По пробам, признанным кондиционными, получены средние параметры пластовой нефти по меловым пластам в целом, а также по юрским горизонтам Ю-1 и Ю-2, представленные в таблице 2.4.2.

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Геологическое строение месторождения

1.2.1 Стратиграфия

1.2.2 Тектоника

1.2.3 Нефтегазоносность

1.2.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов

1.2.4.1 Свойства пластовой нефти