Здесь можно найти образцы любых учебных материалов, т.е. получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


Курсовик Применение НПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов на Быстринском месторождении

Информация:

Тип работы: Курсовик. Добавлен: 26.3.2014. Сдан: 2007. Страниц: 53. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


ВВЕДЕНИЕ.

Увеличение нефтеотдачи и темпов разработки неф­тяных залежей является одной из основных проблем нефтяной промышленности. Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что величина нефтеотдачи при существующих методах разработки не превышает 40-50%. Особенно низка нефтеотдача при режиме рас­творенного газа (25-30%), несколько выше (30-40%) при режиме газовой шапки, наибольшая нефтеотдача (40-80%) наблюдается из заводняемых пластов. Одна­ко не всегда удается эффективно осуществлять завод­нение пластов из-за малой проницаемости и боль­шой неоднородности пластов, высокой вязкости нефти и т. д.
Анализ состояния добычи нефти в ХМАО и Западной Сибири показывает, что остаточные запасы при существующих темпах отбора обеспечат добычу еще приблизительно на 40 лет, без учета перс­пектив, связанных с арктическим шель­фом.
Ежегодно компания «Сургутнефтегаз» вводит в разработку 3-4 новых месторождений. Следует отме­тить, что 33 % эксплуатационного бурения в целом по России приходится на долю «Сургугнефтегаза». А это - новые мощ­ности, которые позволяют компании обеспечивать планомерный рост добычи.
В 2005 г. «Сургутнефтегаз» вышел на уровень добычи 63.7 млн. т нефти, в 2006 г. - 67,7 млн. т, а уже к 2007 г. будет достигнут рубеж в 70 млн. т. Это без учета добычи в Восточной Сибири. Наряду с вводом новых месторождений много внимания уделяется внедрению передо­вых технологий на старых месторожде­ниях. Там, где по всем канонам и расчетам темпы добычи должны падать, компания за счет применения методов увеличения нефтеотдачи пластов демонстрирует стабилизацию и даже прирост добычи.


1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.

1.1 Общие сведения о районе месторождения.

Быстринское месторождение расположено почти в цен­тральной части Западной Сибири, в среднем течении Юганской Оби. Административно оно входит в состав Сургутского района, Ханты-Мансийского автономного округа, Тюменской области. Населенные пункты расположены вдоль рек Обь, Пим. Непосредственно на площади работ населенные пункты от­сутствуют, ближайшими являются город Сургут, поселки Пилюгино, Тундрино, Пим.
Транспортная связь Быстринского месторождения с городом Сургутом, где размещается НГДУ «Быстринскнефть» осуществляется по дороге с твердым покрытием Сургут - Нефтеюганск. Такая же дорога соединяет месторождение с поселком Лянтор. На месторождении имеются автодороги с твердым покрытием: осевая по месторождению, до площадок ДНС, ЦДНГ, БКНС. Ближайшая железнодорожная станция находится в Сургуте. Существует регулярная авиасвязь. Гидрографическая сеть представлена р. Обью и правыми её притоками: р. Вынга, р. Минчимкина, р. Быстрый Тром-Ёган. В пределах площади очень много озер. Главным препятствием при передвижении по площади являются непроходимые болота, которые промерзают лишь к январю месяцу.
Район представляет собой слабопересеченную равнину. Абсолютные отметки рельефа местности изменяются от +35 до +80 м. Болота занимают большую часть исследуемой площади. Лесные массивы встречаются по берегам рек. Грунтовые воды залегают на глубине от 4 до 10 м. Толщина торфяного слоя доходит до 5 м. Толщина растительного покрова колеблется от 0,3 до 0,4 м. Климат района резко континентальный. Лето короткое, но теплое. Зима суровая с морозами до -50°С, с силь­ными снегопадами и ветрами. Глубина снегового покрова достигает 1,5 - 2 метра. Количество морозных дней за зимний период с температурой ниже -25°С, достигает 40 дней. Ледостав на реках и озерах обычно начинается в конце ок­тября, ледоход в середине мая.


1.2 Стратиграфия и тектоника.

Рисунок 2 - Стратиграфическая колонка




В изучаемом районе на дневную поверхность выходят только четвертичные отложения, более древние отложения изучены по материалам бурения. В геологическом строении этого района принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезокайнозойского чехла. В разрезе мезокайнозойского чехла присутствуют осадки юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.
Наиболее полно осадочный комплекс изучен на Усть-Балыкской и Сургутской площадях. На Быстринской, Вынгинской и других площадях Сургутского свода разведочное бурение проводилось только до вскрытия пород, подстилающих продуктивную толщу неокома. Комплекс пород, слагающих разрез этих месторождений, судя по каротажу и керновому материалу, аналогичен разрезам окружающих площадей Сургутского свода (рисунок 2). В основании глинистой пачки, выделяемой в низах барремских отложений, встречен милиамминовый комплекс фораминифер, отнесенный с определенной долей условности к барремскому ярусу. В состав Сургутской свиты не включены темно-серые аргиллиты, содержащие аптский споро-пыльцевой комплекс. Эти аргиллиты отнесены к кошайской свите. В разрезе кошайской свиты выделяется четыре пачки (снизу вверх): глинистая, нижняя опесчаненная, битуминозная и верхняя опесчаненная. Пачка битуминозных аргиллитов выделяется на электрокаротажной диаграмме пониженным сопротивлением КС. Она прослеживается на огромной территории низменности. В основании апт-альб-сеноманских, преимущественно песчано-алевролитовых отложений покурской свиты, выделяется чернореченская пачка алевролитовых и алевритистых глин.
Быстринское месторождение в тектоническом отноше­нии представляет собой антиклинальную структуру III поряд­ка, расположенную в пределах Чернореченского куполовидного поднятия - структуры II порядка, которая в свою оче­редь осложняет Сургутский свод - положительную структуру I порядка, находящуюся в пределах Западно-Сибирской плат­формы эпигерцинского возраста. Мощные толщи осадочных пород и их погружение от бортов к центру депрессии от­ражают преобладание в истории развития плиты процессов устойчивого длительного опускания. Современный структурный план по подошве платформенного чехла и по большей части разреза мезозойских отложений - результат этого од­нонаправленного процесса.
Поэтому как региональные впа­дины и поднятия, так и тектонические элементы низших по­рядков в большинстве случаев имели длительное развитие. Наиболее четко они выражены по подошве мезокайнозойских отложений и, как правило, находят свое от­ражение по вышележащим горизонтам, при этом амплитуды поднятий и углы наклона крыльев вверх по разрезу зако­номерно уменьшаются. Сургутский свод, площадь которого превышает 30 тыс. км. кв. одно из 22 поднятий первого порядка, выделяе­мых в пределах внутренней области Западно-Сибирской платформы. Он осложнен
целым рядом структур II порядка, к числу которых относится и Черноречен -




ское куполовидное поднятие, в пределах которого установлено 10 локальных
структур III порядка, среди них находится и Быстринско - Вынгинская структура.
Быстринско-Вынгинская структура находится в непосредственной близости от Западно-Сургутской (в 12 км, к се­веру-западу), Усть-Балыкской (в 13 км, к северу),
Вершинной (в 12 км к западу), Яунлорской (в 6 км, к западу) локальных структур и представляет собой юго-западное оконча­ние более крупной Минчимкинской структуры. Размеры ее до 20-ти км. - по длиной оси, 9-ти км. - по короткой оси. Структура чрезвычайно пологая, типично платформенная брахиантиклиналь, субмеридионального простирания. Свод структуры довольно широкий и пологий. Углы падения в своде 200 - 300. На крыльях и периклиналях углы падения увеличиваются до 1° - 1,5°. Структура асимметрична: западное крыло несколько круче, чем восточное. Амплитуда поднятия в среднем равна 65 м и остается примерно постоянной на всех построенных структурных картах.
Структурные планы по всем продуктивным пластам почти полностью совпадают, некоторое несоответствие вполне объяснимо тем, что карты построены по кровле и подошве продуктивных песчаников, которые часто замеща­ются и не могут служить реперами для построения структурных по­верхностей.


1.3 Характеристика нефтегазаносных пластов.
Рисунок 3 - Геологический разрез продуктивных пластов Быстринского месторождения.




Продуктивные пласты характеризуются невыдержанным как по площади, так и по разрезу строением, наличием зон замещения коллекторов непроницаемыми породами (рисунок 3). Исключение составляет пласт БС2.
Пласт ЮС2
Пласт ЮС2 приурочен к отложениям Тюменской свиты Быстринского месторождения. В литологическом отношении пласт представляет собой чередование тонких проницаемых слоев с глинистыми и плотными породами, либо разделяется на нефте- и водонасыщенные линзы. Такое физико-литологическое строение обусловило избирательное нефтенасыщение.
В составе пласта ЮС2 находится 18 небольших пластосводовых залежей с индивидуальными уровнями ВНК. Все это характеризует низкие добывные возможности пласта ЮС2 и трудности в разработке данного пласта.
Пласт БС18-20
Пласт БС18-20 приурочен к песчанистым пластам нижней части ачимовской толщи, развит неравномерно как по площади, так и по разрезу. В литологическом отношении пласт представлен мелкозернистым песчаником, иногда с включениями глинистого алевролита и аргиллита. В составе пласта выделяют две залежи: северную и центральную. Размеры северной залежи 9,6х1,6-4,5 км, с отметкой ВНК в пределах 2453-2460 м. Размеры центральной залежи 17,6х1,3-4,8 км, отметки ВНК - 2465-2508 м.
Все залежи пластовосводовые, с подстилающей подошвенной водой. Хотя встречается замещение нижней части пласта.
Пласт БС16-17
Пласт БС16-17 залегает в верхней части ачимовской толщи и отделен от пласта БС18-20 глинистым разделом мощностью 12-20 м. Нефтеносность пласта приурочена к пяти залежам, каждая с индивидуальным водонефтяным контактом. В среднем отметка ВНК колеблется от 2418,6 до 2452 м.
Все залежи пластовые, в основном водоплавающие. В литологическом отношении пласт представлен песчаником мелко- и среднезернистым, иногда с прослоями и включениями глинистого алевролита и аргиллита.
Запасы нефти пластов ЮС2, БС18-20 и БС16-17 относятся к категории трудноизвлекаемых запасов.
Пласт БС2
Основные промышленные запасы нефти Быстринского месторождения приурочены к группе пластов БС1-2. Эксплуатация месторождения началась с залежей этих пластов.
Пласт БС-2 характеризуется повсеместным распространением, обладает хорошими коллекторскими свойствами. В толще пласта, как правило, встречаются от 2 до 5 пропластков аргиллитов и плотных известковистых песчаников. Отметка ВНК - 2045 м.
Пласт БС1
Пласт БС1 залегает на отметках - 2004-2050 м и отделен от нижележащего
пласта БС2 глинистым разделом мощностью 4-6 м. Залежь пласта БС1 расп -
ространена только на Быстринской и в сводовой части Вынгинской площадей.


В северной части песчаные разности замещаются глинисто-алевролитовыми непроницаемыми породами (район ЦДНГ-3). ВНК по залежи на тех же отметках, что и пласта БС2. Размеры залежи: 15х6,5 км, высота - 4,2 м, ширина водонефтяной зоны не превышает 250 м.
Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная, контролируется глинистой покрышкой мощностью 35-40 м. Пласт имеет сравнительно небольшую мощность (преимущественно 1,2-5 м). Наблюдается уменьшение вскрытой мощности пласта с юга на север. На значительной части залежи пласт монолитен.
Пласт АС8
Пласт АС8 развит по всей площади. Залежь пласта АС8 - газонефтяная. Размеры газонефтяной залежи 34х8 км. Высота газовой шапки около 30 м, нефтяной оторочки - 20 м. ГНК, единый для пластов АС7-9, принят на отметке - 1894 м. В наиболее высоких участках структуры расположены газовые зоны. Водонефтяная зона составляет 28% от всей площади залежи. Отметка ВНК изменяется от 1908 до 1925 м. Литологически пласт АС-8 представлен чередованием глинистых и песчанистых прослоев.
Пласт АС9
Нефтеносность пласта АС9 приурочена к двум залежам, расположенным в северной и центральной частях Быстринского месторождения.
Северная залежь почти повсеместно подстилается водой. В пяти скважинах по данным ГИС выделены газонасыщенные пропластки. Размеры залежи 3х12 км, высота 14 м.
Центральная залежь расположена в центральной и южной частях Быстринского месторождения. Залежь имеет большую водоплавающую зону, составляющую 82,8% от общей площади. Отметки ВНК по залежи разнятся, средний уровень принят на отметке - 1916 м. Такое колебание ВНК объясняется сложным строением пласта АС9. Размеры залежи 6х18 км, высота 20 м. В ряде скважин по ГИС отмечаются газонасыщенные пропластки (ГНК - 1894 м).
Пласт АС9 вскрыт всеми пробуренными скважинами, по своему строению не однороден и представлен песчано-алевролитовыми породами с глинистыми прослоями.
Пласт АС7
На большей части структур пласт газонасыщен, и лишь на крыльях отмечается нефтеносность. Размеры нефтегазовой залежи 40х11,8 км. Залежь пластовая сводовая, газовая с нефтяной оторочкой. Ширина нефтенасыщенной части залежи колеблется от 1,2 до 1,5 км. Приблизительно равные части составляют водонефтяная, нефтяная и газонефтяная зоны. Небольшая ширина нефтенасыщенной зоны залежи предъявляет повышенные требования к выбору местоположения эксплуатационных скважин. Уровень ГНК-1894 м, уровень ВНК - 1905 м.
Промышленные запасы нефти приурочены к продуктивным пластам АС7, АС8, АС9, БС1, БС2, БС16-17, БС18-20, ЮС2 (табл.1); запасы свободного газа сосредоточены в верхних точках пластов АС7, АС8, АС9


Запасы нефти пластов ЮС2, БС18-20, БС16-17 относятся к категории трудноизвлекаемых запасов.
Наиболее продуктивны пласты БС1 и БС2, так как они наиболее нефтенасыщенны (табл. 1) и имеют хорошие коллекторские свойства, хорошая пористость, проницаемость, гидропроводность, что характерезует высокие добывные возможности.


Таблица 1- Характеристика продуктивных пластов Быстринского месторождения.
Пласт АС7 АС8 АС9 БС1 БС2 БС16-17 БС18-20 ЮС2
Параметры
Средняя глубина залегания, м 1950 1960 1990 2050 2060 2450 2580 2700
Тип залежи Пластово-сводовая Пл.сво д лит. экран. Пластово-сводовая
Система разработки орган бар звод. 500x500 Площадная 9ти точеч. 500x500 блочн. Зх рядная треуг. сетка 600x600 площадная 9-и точеч. 400x400
Плотность сетки, СКВ. га. СКВ. 25 25 16 16 16 16 16 16
Общая мощность, м 4,9 19,4 16,7 4,6 13,7 63,8 41,8 22,8
Ср.г/насыщ. Толщина, м 3,5 7 2,5 - - - - -
Ср.н/насыщ. Толщина, м 2,8 5,1 3,4 3,4 5,3 5,7 8,3 5,7
Отметка ГНК, м м 1894 1894 - - - - - -
Отметка ВНК, м 1905 1908 1911,5 2045 2045 2420 2500 не опр.
Пористость, % % 26 26 25 26 25 26 20 16
Н/насыщенность, доли ед. 0,52 0,54 0,55 0,66 0,6 0,54 0,54 0,71
Проницаемость, мД мД 73 194 297 571 385 29 18 9
Гидропроводнос ть, д*см /сПз 2,8 20,3 19,7 47,5 30,4 3,9 3,5 1,52
К-т песчанности, доли ед. 0,79 0,55 0,36 0,7 0,53 0,26 0,45 0,3
К-т расчлененности доли ед. 1,64 5,1 3,59 1,36 3,4 8,09 10,48 3,97
Показатель неоднородности 0,264 0,486 0,98 0,388 0,492 1,551 1,619 1,569
Пласт, температура, °С 56 56 56 60 58 76 67 70
Рпл.нач, мПа мПа 18,8 18,8 19 20,7 20,7 25 25,2 26,9
Вязкость нефти в пласт, усл-х, мПа*сек мПа *сек 3,7 3,16 4,69 4,87 6,13 4,97 4,58 2,49
Вязкость сепарир. нефти(1=20) сПз 25,5 34,3 73,8 40,8 53,6 34,8 36,4 16,9


1.4 Характеристика пластовых флюидов.

Запасы нефти пластов ЮС2, БС18-20, БС16-17 относятся к категории трудноизвлекаемых запасов.
Согласно техно­логической классификации нефтей (ГОСТ - 3360), нефти основных пластов группы АС и БС имеют шифр технологической классификации Т2П2. (табл.3)
Суммар­ное количество легких углеводородов состава С2Н6 - С5Н12 изме­няется от 6,66% (пласт БС2) до 16,64% (пласт ЮС2), а в нефти пла­ста АС9 составляет лишь 1,71%. Воды на месторождении встреча­ются хлоркальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов. Мине­рализация воды в пределах 14-17 г/л. Вода практически всех гори­зонтов содержит сульфаты. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, хлора и бикар­боната. Вязкость воды в пластовых условиях изменяется от 0,49 до 0,55 сПз. Состав и свойства нефти выявленных залежей изменяются в широком диапазоне. В большой степени эти свойства зависят от пластовых условий, в которых находятся скопления нефти. Пластовые температуры изменяются от 55 °С до 105 ?C, а пластовые давления - от 18,8 МПа до 45,0 МПа. Как правило с увеличением глубины, давления и температуры увеличивается газосодержание нефтей и уменьшается вязкость и плотность их в пластовых условиях. Диапазон изменения основных свойств нефтей (табл.2) известных залежей следующий:

Таблица 2 - Диапазон изменения основных свойств нефти.

Параметры От До
Плотность в пластовых условиях, кг/м3 666 872
Плотность в поверхностных условиях, кг/м3 813 950
Вязкость в пластовых условиях, мПа*с 1,2 9,45
Газосодержание нефти, м3/т 21 134
Давление насыщения нефти газом, МПа 5,9 20
Содержание серы в нефти, % 0,41 2,43
Содержание парафина в нефти, % 1,65 4,86


Таблица 3 - Характеристика пластовых флюидов.

Пласт АС7 АС8 АС9 БС1 БС2 Б16-17 Б 18-20 ЮС2
Вязкость нефти в пласт, у........




Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.