ведение……………………………………………………………………………………………….1
2. Геологическая характеристика месторождения
2.1 Нефтеносность…………………………………………………………………………………. 5
2.2 Характеристика продуктивных пластов……………………………………………………... 6
2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов…………………………………………..8
2.4 Особенности разработки Приобского месторождения……………………………………….9
2.5 Геолого-физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении………………………………………………………………… 11
3. Заводнение пластов…………………………………………………………………………… 12
4. Расчет показателей разработки месторождения при трехрядной схеме расположения скважин……………………………………………………………………………………………..16
4.1 Методика расчета дебитов воды и нефти в элементе трехрядной системы разработки……………………………………………………………………………….. 17
4.2 Расчет показателей разработки элемента трехрядной системы………………………….. 17
4.3 Определение показателей разработки месторождения…………………………………….20
5. Список литературы…………………………………………………………………………….. 25
1. Введение
В отечественной и зарубежной практике разработки нефтяных месторождений широко используются различные методы воздействия на пласт, различающиеся механизмами воздействия на пласты и используемыми рабочими агентами. Наиболее распространенными методами воздействия являются:
заводнение (включая различные гидродинамические методы воздействия);
разновидности заводнения с использованием химических реагентов (физико-химические методы воздействия):
полимерное,
с применением ПАВ,
мицеллярное,
щелочное,
растворами кислот,
агентами на спиртовой основе,
агентами на других основах,
карбонизированной водой,
заводнение с потокоотклоняющими технологиями на основе химических
реагентов;
газовые методы:
смешивающиеся вытеснение нефти углеводородными газами, несмещивающиеся вытеснение нефти углеводородными газами, вытеснение нефти неуглеводородными газами, водогазовая репрессия;
нагнетание оторочек жидких растворителей, тепловые методы;
нагнетание пара, нагнетание горячей воды, внутрипластовое горение.
микробиологические методы.
Выбор метода воздействия на нефтяные залежи определяется рядом факторов, наиболее существенными из которых являются геолого-физические характеристики залежей, технологические возможности осуществления метода на данном месторождении и экономические
критерии. Перечисленные выше методы воздействия на пласт имеют многочисленные модификации и, в своей основе, базируются на огромном наборе составов используемых рабочих агентов. Поэтому при анализе существующих методов воздействия имеет смысл, в первую очередь, использовать опыт разработки месторождений Западной Сибири,- а также месторождений других регионов с аналогичными Приобскому месторождению свойствами коллекторов (в первую очередь низкую проницаемость коллекторов) и пластовых флюидов.
2. Геологическая характеристика месторождения 2.1 Нефтеносность
На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км. Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты K)i и Юз) и баженовской (пласт Юо) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.
Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в
шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. 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. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.
В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов: AC123, АС122, АС112-4, АС111, АС110, АС101-2, АС100, АС9, АС7. Залежи пластов АС 7, АС9 промышленного интереса не представляют.
2.2 Характеристика продуктивных пластов
Основные запасы нефти на Приобском месторождении сосредоточены в отложения неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счёт выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: котинентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море.
По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними песчано-алевролитных пород.
Согласно определениям, выполненным специалистами ЗапСибНИГНИ по фауне и споропыльце, отобранным из глин в интервале залегания* пимской пачки, возраст этих отложений оказался готеривским. Все пласты, что находятся выше пимской пачки. Проиндексированы как группа АС, поэтому и на Приобском месторождении пласты BCi.5 были переиндексированы на АС7-12 .
При подсчёте запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1,
Сводная таблица параметров продуктивных пластов в пределах
эксплуатационного участка.
| Пласт | Средняя глубина | Средняя толщина | Открытая пористость. % | Нефтенасыщенность. % | Коэффициент песчанистости | Расчлененность | |
Общая, М | Эффект, М | ||||||
АС100 | 2529 | 10,2 | 1,9 | 17,6 | 60,4 | 0,183 | 1,8 |
АС101-2 | 2593 | 66,1 | 13,4 | 18,1 | 71,1 | 0,200 | 10,5 |
AC100 | 2597 | 20,3 | 1,9 | 17,2 | 57,0 | 0,091 | 2,0 |
AC101-2 | 2672 | 47,3 | 6,4 | 17.6 | 66,6 | 0,191 | 6:1 |
AC110 | 2716 | 235,3 | 4,9 | 17,6 | 67,2 | 0,183 | 4,5 |
AC 11 1 | 2752 | 26,7 | 4,0 | 17,7 | 67,5 | 0,164 | 3,3 |
AC123-4 | 2795 | 72,8 | 12,8 | 18,0 | 69,8 | 0,185 | 9,3 |
2.3Физико-химические свойства пластовых флюидов
Пластовые нефти по продуктивным пластам АС 10, АС 11 и АС 12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5 -2 раза нижепластового ( высокая степень пережатия).
Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезуэксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют онезначительной неоднородности нефти в пределах залежей.
Нефти пластов АС 10, АС 11, и АС 12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС 11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6 -С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.
Количество лёгких углеводородов СН4 - С5Н12 , растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%. Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19(пластАС 10)- 64,29(пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /СЗН8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залажей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.
Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.