Материал: Движение жидкостей и газов в природных пластах

Движение жидкостей и газов в природных пластах

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине:

Технология и техника методов повышения нефтеотдачи

На тему:

Движение жидкостей и газов в природных пластах

CОДЕРЖАНИЕ

Введение

. Геологическая часть

.1 Физико-географическая и экономическая характеристика района

.2 Стратиграфия Восточно-Елового месторождения

.3 Тектоника

.4 Оценка продуктивных пластов

.5 Характеристика энергетического состояния месторождения

.6 Геологический очерк района

.7 Гидрогеология

.8 Характеристика коллектора (по пластам)

. Анализ текущего состояния разработки месторождения

.1 Выбор профиля скважины

.1.1 Обоснование метода вхождения в пласт

.2 Стадии разработки месторождений

.3 Показатели разработки месторождения

.4 Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления

. Анализ методов увеличения нефтеотдачи пластов на Восточно-Еловом месторождении

.1 Паротепловая обработка призабойной зоны скважин

.2 Тепловые методы повышения нефтеотдачи

.3 Вытеснение нефти перегретым паром

.4 Внутрипластовое горение

. Методы контроля и регулирования разработки месторождения

.1 Методы регулирования месторождения и оценка их эффективности

.2 Сущность изобретения

Заключение

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

В наше время существенно увеличились масштабы добычи нефти и газа и вводятся в разработку месторождения со сложными геолого-физическими условиями, решается важнейшая проблема увеличения полноты извлечения нефти из недр.

Исследования показывают, что средняя величина коэффициента нефтеотдачи составляет в СНГ 0,37-0,4, а в США - 0,33 (по данным Торри). Нефтеотдача пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами, характеризующимися режимом растворенного газа, еще ниже. М.Макет считает, что объем нефти, которая может быть извлечена из пластов, достигших экономического предела эксплуатации с помощью существующих методов воздействия, составит 1/3 объема нефти оставшейся в пласте. Следовательно, запасы остаточной нефти в так называемых истощенных пластах огромны. Они представляют собой солидный резерв нефтедобывающей промышленности. Повышение коэффициента нефтеотдачи пласта со средними запасами до 0,7-0,8 равносильно открытию новых крупных месторождений. Увеличение отношения объема добываемой нефти к ее остаточным труднодоступным (или недоступным) для извлечения запасам является очень важной и сложной проблемой. Однако работы отечественных и зарубежных исследователей показали, что она может быть решена в ближайшем будущем.

Нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Физико-географическая и экономическая характеристика района

В административном отношении Восточно-Елового месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

На 01.01.14 г. ОАО «Сургутнефтегаз» залицензировало 32 месторождения, из которых 23 находятся в разработке, 3 подготовлено к разработке, 6 находятся в разведке. Накопленная добыча к 2013 году составила свыше 1 млрд. т. Распределение накопленной добычи по группам месторождений следующее:

На уникальное по своим запасам Восточно-Еловое месторождение приходится 43,4% суммарно накопленной добычи, соответственно на 13 крупных - 52,3 средних -35 и 6 мелких -1%.

Восточно-Еловое нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 30 километрах северо-восточнее г. Сургут. Рядом расположены крупные месторождения: Восточно-Сургутское и Родниковое. Через г. Сургут проходит железная дорога, в г. Сургут расположен крупный порт Обь-Иртышского пароходства, большой аэропорт, крупнейшая в Сибири ГРЭС.

Район месторождения представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно заселенную равнину, приуроченную к северу широту течения реки Оби, которая судоходна в течение всей навигации: со второй половины мая до конца октября. Гидрографическая сеть представлена судоходной рекой Тромъеган, много озер.

Грунтовые воды на территории месторождения встречаются на глубине от 4 до 15 м.

Толщина торфяного слоя доходит до 5 м, растительного покрова 0,3-0,5 м. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием на водоразделах хвойных деревьев и тальниковых кустарников.

Климат района резко континентальный. Среднегодовая температура колеблется от -3,20С до -2,60С. Среднее количество осадков достигает 500-550 мм в год. Толщина снегового покрова в среднем 0,6 м, но в низких местах и в лесу достигает 1,0-1,5 м. Толщина льда на реках и озерах 0,35-0,75 м.

В результате поисково-разведочных работ на строительные материалы в Сургутском районе открыты месторождения керамзитовых и кирпичных глин, строительных песков, песчано-гравийные смеси. Кроме того, здесь имеются большие запасы торфа, гравия, песка, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства автодорог, в промышленном и гражданском строительстве. Важным строительным материалом является лес.

В качестве основного источника для централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения служат подземные воды отложений атлым-новомихайловского водоносного горизонта палеогенового возраста. Залегающего на глубине 200-300 м: эффективная толщина горизонта 60 м, величина напора над кровлей - 160 м. Для поддержания пластового давления при эксплуатации месторождения используются воды горизонтов сеном-альб-аптского водоносного комплекса.

Восточно-Еловое месторождение введено в эксплуатацию в 1992 году. Объектами разработки являются продуктивные пласты ЮС1 и южная залежь пласта БС12 Родникового месторождения, которая в плане совпадает с залежью ЮС1 Восточно-Елового месторождения. Согласно технологической схеме разработки предусматривается:

выделение двух эксплуатационных объектов - БС12 и ЮС1;

применение трехрядной системы размещения скважин по сетке 400´400 в разбуренной части месторождения по сетке 500´500 м в районе разведочной скважины 91-р;

общий фонд скважин - 219, в т. ч.

добывающих - 154;

нагнетательных - 61;

водозаборных - 4;

проектные уровни: добыча нефти - 168 тыс. т

жидкости - 485 тыс. т

растворенного газа - 13 млн. м3

закачки воды - 695 тыс. м3

способ эксплуатации - механизированный - ШГН, ШВН;

закачиваемый агент - апт-альб сеноманская вода.

За 2013 год по месторождению добыто 184 тыс. т нефти. Что выше проектного уровня на 21 тыс. т. Превышение проектного уровня достигнуто за счет увеличения фонда добывающих скважин, пробуренной в восточной части месторождения, где коллекторские свойства пласта значительно лучше.

Фонд добывающих скважин составил 154 при проектном 125, нагнетательных - 61 при проектном 44. средний дебит по нефти составил 3,5 т/сут при проектном 4,6 т/сут, по жидкости 6,5 т/сут при проектной 13,6 т/сут.

Отобрано с начала разработки 673 тыс. т нефти или 25% от начальных извлекаемых запасов.

Введено из бурения 10 скважин, средний дебит из новых скважин 8,8 т/сут.

Из бездействующего фонда скважин предприятие "Управление по зарезке боковых стволов и капитальному ремонту скважин" ОАО "Сургутнефтегаз" проводит бурение боковых стволов с целью интенсификации добычи нефти. Средний дебит составляет 60 т/сут, а дебит скважин с двумя или тремя боковыми стволами составляет 100¸150 т/сут.

1.2 Стратиграфия Восточно-Елового месторождения

В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи представлен отложениями от верхнедевонских до четвертичных образований.

В пределах месторождения отложения девонского возраста вскрыты ограниченным числом скважин. В центральной платформенной части массива породы представлены сгустково-сферовыми, сгустково-комковатыми, микрозернистыми и водорослевыми известняками, пеллетовыми пакстоунами. В склоновой части развиты: водорослевые известняки, пеллетовые пакстоуны, с меньшим распространением пеллетовых вакстоунов, грейнстоунов. Относительно глубоководные отложены слагают подножие карбонатного массива. Вскрытая толщина девонских отложений от 25 м (Т-53) до 615 м (Т-47).

Карбон представлен отложениями сибирского и московского ярусов. В сводовой части структуры присутствуют сохранившиеся от размыва отложения нижнебашкирского подьяруса, представленные красноиолянским, северо-кельтменским и прикамским горизонтами. Толщина отложений башкирского возраста в платформенной части структуры составляет 80-110 м. На флангах и у подножия карбонатного массива ее значения сильно дифференцированы. В верхней части склона толщина изменяется от 20 до 203 м, а у его подножия от 40 до 120 м. В платформенной части массива нижнесибирского отложения представлены оолитовыми известняками, биокластовыми, биокластово-пеллетовыми грейнстоунами, среди которых выделяются прослои микросгустково-пеллетовых водорослевых известняков. В пределах верхнего склона отложения представлены неотсортированными лито - и биокластовыми пакстоунами и рудстонами, переслаивающимися с водорослевыми известняками и мелкообломочными биокластовыми пакстоунами. Подножие склона представлено карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами.

Каменноугольные отложения перекрыты нижнепермскими породами, которые делятся на две части: нижнюю - подсолевую и верхнюю - соленосную (кунгурскую). В сводовой части структуры значения подсолевых отложений составляют 30-80 м, в наиболее приподнятой, римовой части структуры, а также в пределах верхнего склона толщины этих отложений минимальны, их значения составляют - 1-20 м. У подножия склона толщина отложений увеличивается до 100-380 м. В литологическом отношении эти отложения представлены глинисто-карбонатным разрезом. Толщина соленосной толщи изменяется от 480 до 2100 м. Представлена эта толща сульфатно-галогенными породами. В объеме верхнего отдела пермской системы условно выделены уфимский, казанский и татарский ярусы. Толщина верхнепермских отложений сокращается от 863 до 0 м. Литологически сложены серыми, пестроцветными песчаниками, алевролитами, глинами, мергелями с прослоями известняков, ангидритов, гипсов, доломитов, каменной соли.

Триасовая система выделена в объеме нижнего и верхнего отделов. Толщина триасовых отложений составляет порядка 500 м. Триасовые отложения сложены пестроцветными глинами с прослоями песков, песчаников, алевролитов, реже мергелей.

Меловая система представлена верхним и нижним отделами. Толщина неокомских, антских, альбских отложений, составляет порядка 1700 м. В литологическом отношении сложены терригенными породами: глинами, алевролитами, песчаниками, песками. Нижняя часть верхнего мела (сеноманский ярус) представлена темно-серыми глинами с подчиненными прослоями песков и песчаников. Средняя часть - преимущественно мергельная, среди которых есть прослои писчего мела, глин. В основании средней части залегает конгломерат из галек фосфорита. Завершается разрез верхнего мела (маастрихтский ярус) белым писчим мелом с редкими прослоями мергелей. Толщина 975 м.

Палеогеновая система представлена палеоценом, Эоценом, олигоценом. Литологически палеогеновые отложения сложены мергелями с прослоями известняков, глин и глинами с прослоями песков. Толщина 240 м.

1.3 Тектоника

В настоящее время, благодаря широкому внедрению сейсморазведки 3D, на значительной части Западной Сибири, преимущественно в северных ее районах, выявлен особый тип разломов и деформаций осадочного чехла, связанный с проявлением малоамплитудных сдвигов фундамента. С такими структурами сдвига связаны многочисленные месторождения нефти и газа. В связи с этим изучение разрывных деформаций на исследуемой нами территории представляет определенный интерес.

Для выделения и трассирования тектонических нарушений на изученной площади использовались вертикальные временные разрезы, карты градиентов наклонов и азимутов, горизонтальные стратиграфические и временные срезы по кубу когерентности и структурные карты. Выделение разломов на временных разрезах проводилось по смещению осей синфазности отражающих горизонтов. Выявлены следующие особенности проявления тектонических нарушений в геологическом разрезе:

Отчетливо наблюдается приуроченность проявления разрывов к трем уровням геологического разреза:

) к фундаменту и нижней части чехла;

) к верхней части фроловской и викуловской свит нижнего отдела мела (к району отражающих горизонтов М и М1);

) к верхней части чехла (талицкая, люлинворская и тавдинская свиты палеогена - район отражающих горизонтов С1 и Э).

Между этими уровнями проявления разрывов визуально наблюдаются ненарушенные (нет смещений осей синфазности) слои геологических толщ (рис.1-4). Лишь в редких случаях можно наблюдать проникновение разломов от фундамента до низов ханты-мансийской свиты раннего мела (рис.1).

 <#"794926.files/image002.jpg">

Рис. 1. Геологический разрез отложений пластов группы АС Сургутского района (верхняя подсвита, варстовская свита)

- песчаники массивные

- переслаивание глин и песчаников с преобладанием последних

- переслаивание песчаников и глин с преобладанием последних

- алевролиты

- глины

- переслаивание алевролитов и глин,

- фациальное замещение

- скважина и ее номер

1.7 Гидрогеология

Направление движения пластовых флюидов в разрезе и на площади определялось нами при анализе карт приведенных давлений.

На рис. 3 представлена такая карта для пласта БС₁₀ Восточно-Елового месторождения (Сургутский нефтегазоносный район). Приведенные пластовые давления изменяются от 24 до 23 МПа, причем их наибольшие значения отмечены в зонах прогибов, окружающих поднятие, особенно в западной части Восточно-Елового куполовидного поднятия, на удалении от ВНК до 3,5 км. К своду поднятия приведенные пластовые давления уменьшаются и в присводовых частях имеют наименьшее значение. Простирание изолиний приведенных пластовых давлений субмеридиональное. Подобное распределение приведенных пластовых давлений по площади пласта БС₁₀ свидетельствует о том, что в настоящее время продолжается поступление в него подземных вод с юго-западной стороны. В этом направлении пласт БСю глинизируется.

Рис. 2. Фрагмент карты идентифицированной гидропроводности пласта БС10 Восточно-Моховой площади Федоровского месторождения

Рис. 3. Карта переведенных пластовых давлений пласта БС10 Федоровского месторождения

1.8 Характеристика коллектора (по пластам)

Средняя глубина залегания нефтеносных пластов: 1880-2293 м.

Представленные типы залежей: пластово-сводовые с газовыми шапками, литологически-экранированные, пластово-сводовые.

Средняя нефтенасыщенная толщина кат. В+С₁/С₂: 3,1-10,2 м.

Площадь нефтеносности кат. В+С₁: 36124-893221 м².

Коэффициент пористости: 24-27%.

Коэффициент проницаемости: 0,219-0,532 дарси.

Коэффициент расчлененности: 4,1-4,6 долей ед.

Начальная пластовая температура: 58-66⁰С.