На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, 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.

Работа № 94168


Наименование:


Курсовик Рекомендации по внедрению полимерного заводнения нефтяных пластов на месторождении Восточное Эхаби

Информация:

Тип работы: Курсовик. Добавлен: 26.1.2016. Сдан: 2014. Страниц: 37. Уникальность по antiplagiat.ru: 80.92.

Описание (план):


СОДЕРЖАНИЕ

Введение……………………………………………………………….... 3
1 Геологическая часть…………………………………………………... 4
1.1 Общие сведения о месторождении Восточное Эхаби......……………. 4
1.2 Литолого-стратиграфический разрез месторождения......…………..... 6
1.3 Тектоническое строение месторождения……………………………… 11
1.4 Коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов………………………………………...…………………………. 13
1.5 Текущий баланс запасов нефти по месторождению………………….. 19
2 Расчетно-технологическая часть……………………………………. 21
2.1 Текущее состояние разработки месторождения Восточное Эхаби...... 21
2.2 Анализ динамики технологических показателей разработки………... 23
2.3 Физико-химические методы увеличения продуктивности пластов…. 25
2.4 Рекомендации по совершенствовании гидродинамических МУН на месторождении………………………………………………………...... 26
2.5 Технологическая схема ППД при полимерном заводнении продуктивных пластов………………………………………………….. 29
2.6 Расчет процесса полимерного заводнения нефтяной залежи 16 пласта месторождения Восточное Эхаби……………………………... 33
Заключение……………………………………………………………... 36
Список литературы……………………………………………………. 37
ВВЕДЕНИЕ


Нефтегазовое месторождение Восточное Эхаби открыто в 1932 году.
Первые скважины давшие притоки, пробурены в 1937г.
Недропользователем является ОАО "НК - "Роснефть", обладающая лицензией на право пользования недрами ЮСХ № 00844 НЭ от 11.11.06 г., оператором по добыче является ООО "РН - Сахалинморнефтегаз".
Разведочным и эксплуатационным бурением на месторождении Восточное Эхаби установлена нефтегазоносность 16, 17, 18а, 18б, 20, 21а, 21б, 22, 23а, 23б, 23в, 24, 25, 26, 27, 27а пластов поднадвиговой части,II, VII-XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVIIa, XVII, XVIII, XIX, XX -надвиговой в нутовском, XXIa, XXI, XXIб - в окобыкайском горизонтах. В дагинском горизонте нефтеносность установлена в 28а, 28, 29, 29а - поднадвига и XXII, XXIII, XXIV, XXV пластах надвиговой части.
Действующим проектным документом является «Анализ текущего состояния разработки месторождений ОАО «Сахалинморнефтегаз» и уточнение технико-экономических показателей разработки на период действия лицензии», составленный институтом «СахалинНИПИморнефть» и утвержденный ЦКР (протокол № 2471 от 28.10.1999 г.).
Основные положения:
- фонд скважин: за весь срок разработки, всего, шт. - 324, в том числе добывающих - 282, нагнетательных - 42;
- способ эксплуатации скважин - ШГН;
- использование существующих промысловых объектов;
- накопленная добыча нефти до 2013 г. - 10951 тыс. т
- КИН - 0,168.
Целью данной курсовой работы является изучение эффективности решений действующего проектного документа и технологических показателей разработки. Для этого в работе решаются следующие задачи:
• изучение геологического строения месторождения;
• изучение текущего состояния эксплуатации залежей нефти с целью сопоставления проектных и фактических показателей разработки и оценки возможности достижения проектных коэффициентов нефтеотдачи;
• исследование эффективности реализуемой системы разработки нефтяных залежей, процесса выработки запасов нефти;
• изучение дальнейших вариантов разработки продуктивных пластов, их оценка и выбор наиболее эффективного варианта, характеризующегося лучшими показателями и достижением наиболее высоких темпов добычи нефти и значения коэффициента нефтеизвлечения;
• технологический расчет системы полимерного заводнения.


1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении Восточное Эхаби


В административном отношении месторождение Восточное Эхаби входит в Охинский район, в 12 км юго-восточнее г. Оха, рисунок 1.
Связь с городом Оха и п.г.т. Ноглики осуществляется по грунтовой дороге, федеральной трассе Южно-Сахалинск-Оха, а так же вертолетами.
Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены в ГКЗ являются: газонефтяное месторождение Эхаби, примыкающее с севера, нефтегазовое месторождение Гиляко-Абунан, нефтегазоконденсатное месторождение Тунгор.
Рельеф местности, где расположено месторождение Восточное Эхаби, характеризуется пересеченным рельефом и представлен рядом холмов сглаженного очертания, разделяемых неглубокими долинами и с широко развитой системой небольших рек и ручьев. Река Эхаби берет начало из озера Тунгор, пересекая месторождение с запада на восток, и впадает в залив Эхаби. В меридиональном направлении течет река Бирюкан, впадая в залив Уркт.
Абсолютные отметки высот не превышают 50-60 м и в пониженных участках не более 5-10 м над уровнем моря.
Вся территория площади представлена лиственницей, пихтой, елью, кедровым слаником.
Климат района обычный для Северного Сахалина - короткое, дождливое лето и продолжительная суровая зима с частыми буранами и снегопадами. Температура летом колеблется от 10-25 0С, зимой от -10 до -30 0С.
В 1907 году экспедицией Геологического комитета под руководством Э.Э. Анерта были подтверждены и описаны многочисленные выходы нефти на поверхности.
В период с 1919 по 1936 гг. велись полевые геолого-съемочные работы японскими геологами. Однако в результате этих работ были получены лишь самые общие представления о строении месторождения.
В последующие годы работы по дальнейшему изучению месторождения проводились А.Н. Косыгиным, В.В. Ишерским, Н.В. Шаховым и Н.Н. Будниковым.
Первые скважины давшие притоки, пробурены в 1937г.
С июля 1945 года на территории месторождения, центральная часть складки, были начаты разведочные работы трестом «Дальнефтеразведка».
С августа 1946 года месторождение передано в эксплуатацию и началась разработка выявленных залежей.
До 1949 года все притоки нефти были получены из надвиговой части месторождения. В 1949 году из скважины №34 получен приток нефти из поднадвиговой части месторождения.
Нефть по нефтепроводу перекачивается на нефтеперерабатывающий завод г. Комсомольск-на-Амуре.


Рисунок 1 - Обзорная карта Северного Сахалина
1.2 Литолого-стратиграфический разрез месторождения


В геологическом строении района принимают участие палеогеновые и неогеновые отложения, перекрытые маломощными четвертичными осадками.
Меловые и палеогеновые отложения, представленные вулканогенно-осадочными породами, вскрыты на соседних площадях - Оха, Западная Оха.
Тектонически месторождение входит в состав Охино-Эхабинской антиклинальной зоны, тектоническими формами которой являются линейные антиклинали, разделяющие их синклинали и множество разрывных нарушений различных типов и амплитуд.
Вскрытый скважинами разрез представлен терригенными породами неогена, которые по литологическим особенностям, остаткам фауны и микрофауны подразделены на стратиграфические горизонты: уйнинский, дагинский, окобыкайский и нутовский.
Отложения уйнинского горизонта, вскрытой толщиной около 350 м, представлены чередованием плотных аргиллитов, алевролитов и редких пластов песчаников.
Повсеместно отмечаются кремнистость в аргиллитах и цементе песчано-алевритовых пород.
Дагинский горизонт, вскрытой толщиной 800 м, представлен чередованием песчаников и глинисто-алевритовых пород с участием углистого вещества в виде линз и прослоев бурого угля. Глинистые породы представлены аргиллитами, часто окремненными, слоистыми.
В надвиговой части отложения горизонта отличаются большей песчанистостью, меньшей кремнистостью. Здесь выделяются 8 песчано-алевритовых пластов общей толщиной 20-200 м. Пласты представлены песчаниками мелко- и разнозернистыми от слабо- до крепко сцементированных.
В южной части надвига в скважине 587 в горизонте вскрыты псефитовые витро- и литокластические туфы андезито-базальтовой магмы и андезито-базальты.
Залежи нефти содержатся в отдельных блоках в пластах XXII, XXIII, XXIV, XXV. Продуктивные пласты расчлененные и прослеживаются во всех вскрывших их скважинах.
В поднадвиговой части песчаные пласты более изменчивые, имеют меньшие общие толщины. Залежи нефти выявлены в пластах 28, 28б, 29, 29а, залегающих в верхней части разреза. Общие толщины пластов 16-74 м, эффективные - 1.5-43 м. Наибольшие общие и эффективные толщины отмечены в северной части структуры. В юго-восточном направлении происходит глинизация пластов.
Отложения окобыкайского горизонта, вскрытой толщиной 200-250 м, охватывают пачку пород от подошвы XX пласта до кровли XXII пласта в надвиговой части и от подошвы 27 пласта до кровли 28 пласта в поднадвиговой части. В надвиговой части в горизонте выделены песчано-алевритовые пласты XXIa, XXI, XXIб, содержащие залежи нефти, в поднадвиговой части - это 28а пласт с нефтяной залежью в IV блоке.
Нутовский горизонт содержит основные запасы нефти месторождения. Нижняя граница горизонта в надвиге проводится по подошве XX пласта, а в поднадвиговой части - по подошве 27 пласта.
В надвиговой части залежи нефти содержатся в песчаных и песчано- алевритовых пластах: II, VII-XII, X, XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIIa, XVIII, XIX, XX; в поднадвиговой части - в 16, 17, 18а, 18б, 20, 21а, 21б, 22, 23а, 23б, 23в, 24, 25, 26, 27а, 27.
В надвиговой части большая часть горизонта выведена на поверхность и размыта в южной части. По материалам геологических съемок и бурения скважин литологический состав горизонта весьма разнообразный: алевролиты и алевриты глинистые и песчанистые; песчаники и пески мелко-, средне-, разнозернистые, глинистые и алевритистые; аргиллиты и глины алевритистые и песчанистые. В породах отмечается обилие обугленного растительного детрита и угольных пропластков. Все песчаные пласты подвержены значительным изменениям на небольшом расстоянии до полного замещения или выклинивания, что затрудняет их прослеживание.
В отличие от надвиговой части песчаные пласты поднадвига хоть и подвержены изменениям, но гораздо меньше, прослеживаются и опознаются лучше и имеют лучшие фильтрационно-емкостные свойства. Верхняя часть нутовского горизонта выше 16 пласта представлена мощными песчаными пластами и маломощными глинистыми, тогда как в надвиговой части такой толщи не выявлено.
Средняя толщина 16 пласта поднадвиговой части 16-20м. Наименьшие ее значения (9-15м) отмечены в северной, максимальные (50-70м) - в южной части структуры. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,1 до 44,8 м.
17 пласт распространен повсеместно. Представлен чередованием пластов песков и глин. Толщина пласта увеличивается в южном направлении. Общие толщины изменяются от 42 до 147 м, эффективные - от 16,3 до 110 м, насыщенные - от 1,0 до 54м. Средняя расчлененность составляет 16,5. Меньше всего пласт расчленен в южной части структуры.
18 пласт представлен двумя песчано-алевритовыми пластами - 18а, толщиной 15-75м, и 18б, толщиной 2-32м, разделенными глинистым разделом толщиной до 60 м. Общая толщина пласта изменяется в меридиональном направлении. Толщина глинистого раздела увеличивается к северу, а песчаных пластов уменьшается в этом же направлении. Насыщенные толщины пластов изменяются, соответственно, в пределах 2,1-41,8м и 2,1-21,8м.
20 пласт отличается наибольшей однородностью и выдержанностью, хотя его толщины и претерпевают изменения. Средняя толщина пласта в центральной части структуры 45-50м, насыщенная - 25-45м. В северном направлении отмечается увеличение толщины пласта до 70-90м, к югу, наоборот, пласт уменьшается до 30-35м.
21 песчано-алевритовый пласт состоит из двух пластов, разделенных 10-20 метровым глинистым разделом, толщина которого увеличивается в южном направлении до 30м. Залежи нефти в пластах 21а и 21б имеют разные отметки водо-нефтяного контакта, что послужило основанием для разделения пласта. В пласте 21а имеются две небольшие зоны замещения песчаных пород в районах скважин 375 и 369. Максимальные толщины пласта (55-85)м отмечаются в центральной части. Пределы нефтенасыщенных толщин - 10-35м. Толщина 21б пласта, наоборот, в центральной части структуры составляет 9-16м, увеличиваясь северном направлении до 25-35м.
22 пласт - литологически изменчивый по площади, общая толщина пласта изменяется от 17 до 72 м, уменьшаясь в северном направлении за счет сокращения числа глинистых прослоев в пласте. Набольшие толщины (56-72м) отмечаются в юго-восточной части. Нефтенасыщенная толщина по пласту изменяется от 1 до 40 м. Расчлененность пласта изменяется от 3 до 16 и составляет в среднем 9.1.
23 песчано-алевритовый пласт состоит из 3 самостоятельных пластов - 23а, 23б и 23в.
Общая толщина 23а пласта изменяется от 4 до 36 м, нефтенасыщенная - от 0,8 до 13,0м. Максимальная толщина пласта отмечается в северной и центральной частях структуры. Расчлененность пласта 1-6 (2.8). Средняя песчанистость - 0.54.
23б пласт прослеживается повсеместно с общей толщиной 3-30 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 2.0 до 10 м. Расчлененность пласта 2-9 (в среднем 4.35).
23в пласт отличается литологической изменчивостью в северной части структуры от небольших зон отсутствия коллектора в районе надвига до полного его замещения глинистыми породами. Общая толщина пласта изменяется от 0 до 32 м, нефтенасыщенная - 0-12,5 м.
24 пласт прослеживается по всей площади при значительной изменчивости его толщины. Зоны повышенных значений (55-80м ) отмечаются в центральной и южной частях структуры (блоки IV,V,VIII), уменьшаясь к северу до 12-30м (блоки 1а,1б). Нефтенасыщенная толщина по всей площади пласта невысока - от 1,5 до 18 м. Средняя песчанистость - 0.19, расчлененность - 4.7.
25 пласт - один из самых мощных песчано - алевритовых пластов с общей толщиной 70-220м. Распространен практически по всей площади месторождения, имеет лишь одну небольшую зону замещения в северной части структуры. Его общая и эффективная толщины закономерно уменьшаются с юга на север и с востока на запад, максимальная толщина отмечается в VIII блоке южной части месторождения (196-220м). Однако, при большой мощности пласта его насыщенная толщина составляет всего 2,5-32м, так как для пласта характерна высокая степень расчлененности разреза (11.2) и низкая песчанистость (0.14).
26 пласт прослеживается по всей площади. Общая и эффективная толщины варьируют от 33 до 48 и от 7 до 18 м соответственно. Лишь в юго-восточной части (V блок) толщины незначительно возрастают до 50-56 и 28-35м. Пределы насыщенных толщин - 5,7-24,6м.
27 пласт состоит из двух пластов - 27а и 27.
27а пласт был выделен как самостоятельный в предыдущем подсчете запасов. Маломощный (2-10м), состоит из 1-3 песчаных пропластков, имеет ограниченное распространение по площади с множеством зон замещения и выклинивания. Не развит в самой северной и южной частях месторождения. Пределы значений насыщенной толщины пласта - 0,8-5,0м.
27 пласт прослеживается не по всей площади. Небольшие зоны замещения выделяются в центральной и восточной частях структуры. Толщина пласта в центральной части структуры 15-30м, на севере отмечаются толщины 35 -45м, насыщенная толщина пласта составляет 1,5-25м, на севере до 30-40м.
28а пласт имеет разви........


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


1. Дополнение к проекту разработки месторождения Восточное Эхаби. Том 1, 2, 3. 2012 г.
2. Басарыгин Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2002.
3. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Издательский центр «Академия», 2003.
4. Иванова М.М. Нефтепромысловая геология. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2000.
5. Кудинов В.И. Основы нефтегазового дела. - Москва-Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2004.
6. Крылов А.П. Научные основы разработки нефтяных месторождений. - Москва-Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2004.
7. Токарев М.А. Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки. - Уфа, Издательство УГНТУ, 2001.
8. Токарев М.А. Контроль и регулирование разработки нефтегазовых месторождений. - Уфа, Издательство УГНТУ, 2006.
9. Хисамов Р.С. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003.
10. Сулейманов А.Б. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. Москва: «Недра», 1984.


Перейти к полному тексту работы


Смотреть похожие работы

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