Анализ текущей системы разработки и способы выработки остаточных запасов Урьевского месторождения

ЗАДАНИЕ на ВКР...…………………………………………………………………
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК………………………………………………………...
СОДЕРЖАНИЕ……………………………………………………………………...
ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………….….
Перечень применяемых сокращений……………………………………………….
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………………….…...
1.1 Общие сведения о месторождении……………………………………………..
1.2 Геологическое строение……………………………………………………………….
1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика………………………………………
1.2.2 Тектоника……………………………………………………………………………
1.3 Нефтегазоносность…………………………………………………………………….
1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов………………………………………..
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………..
2.1 Анализ текущих показателей эксплуатации скважин и участков……………
2.2 Прогнозная оценка нефтеотдачи по участкам анализа………………………..
2.3 Методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов…………….
2.3.1 Технология проведения ГОС…………………………………………………
2.3.2 Расчёт закачки ГОС……………………………………………………………
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………….…………….………...
3.1 Оборудование, применяемое при методах повышения нефтеотдачи пластов
3.1.1 Агрегат цементировочный ЦА-320М………………………………………...
3.1.2 Передвижная установка по приготовлению и закачке полимерных растворов УДР-32……………………………………………………………………
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ………………………………………..
4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов при проведении работ на Урьевском месторождении………………………………………………..
4.2 Техника безопасности при проведении ГОС…………………………………..
4.3 Охран труда при проведении ГОС……………………………………………..
4.4 Охрана окружающей среды при проведении ГОС…………………………….
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………...…………...…..........
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………...…………...…….
ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………..……...……..……...…. 2

Весь текст будет доступен после покупки

В настоящее время значительная часть нефтяных месторождений находится на заверщающей стадии разработки, что характеризуется качественным изменением структуры запасов углеводородов, значительным темпом падения добычи нефти, ростом обводненности добываемой продукции.
Перед предприятиеми нефтегазового комплекса встает серьезная задача рациональной разработки нефтяных месторождений и поддержания высого уровня добычи углеводородов на поздней стадии разработки.
Для вовлечения остаточных запасов в активную разработку необходим обоснованный выбор наиболее эффективных геолого-технических мероприятий, учитывающих различные геолгические характеристики продуктивных пластов и промысловые данные скважин.
В настоящее время из известных и промышленно испытываемых методов увеличения нефтеотдачи пластов для этой категории запасов пригодны несколько принципиальных методов: циклическое заводнение, технические методы (зарезка боковых стволов), закачка ПАВ, потокоотклоняющие технологии.
Все методы извличения остаточной нефти после заводнения могут применяться в виде различных модификаций. Они сопровождаются сложнейшими физико-химическими, газодинамическими, микробиологическими, сейсмическими процессами, что требует широких всесторонних исследований методов и их промысловых испытаний, прежде чем их промышленно примнять.

Весь текст будет доступен после покупки

Урьевское месторождение находится на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Открыто в 1972 г. В эксплуатацию вступило в 1978 г. Оно располагается в 90км от города Нижневартовск и в 10 км от города Лангепас, в котором находится ТПП «Лангепаснефтегаз», осуществляющее разработку месторождения.


Рисунок 1.1 – Обзорная карта района работ

Природно-климатические условия района месторождения, климат района резко континентальный. Зима холодная (до – 45 - 50?С в январе) и снежная, с метелями и заносами. Короткое, но довольно теплое лето (до +30?С в июле). Весна и осень продолжительные, часто холодные с сильной распутицей. Среднегодовая температура – 3,2?C – 2,6?C, количество осадков 400 – 500 мм в год, большая их часть приходится на август и февраль. Ледостав на реках и озерах начинается в октябре – ноябре, ледоход во второй половине мая. Глубина снежного покрова 0,8 – 1,0 м на открытых и 1,5 м – залесенных участках. Промерзание грунта достигает 2 м, болот на глубину до 10 м. Преобладающие ветры зимой – северные и северо-восточные, летом – западные и юго-западные.
В орогидрографическом смысле район месторождения представляет слабо расчлененную, очень заболоченную и залесенную равнину с абсолютными отметками от +70 до 80 м.
Гидрографическая сеть представлена большим числом мелких притоков бассейна реки Аган. К ним относятся Урьевский Еган, Ван-Еган, Егу-Урий и др. Реки несудоходны, переправы через них затруднены. Уровень грунтовых вод в долинах рек располагается на глубине 0 - 5 м, а на водоразделах до 25 м.

1.2 Геологическое строение
1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез Урьевского месторождения представлен терригенными отложениями платформенного чехла мезозойско-кайнозойского возраста, залегающими с резким угловым несогласием на образованиях палеозойского фундамента. Доюрский комплекс-породы складчатого фундамента на Урьевском месторождении вскрыты скважинами 133П, 134П, 142П. Скважиной 133П пройдено по породам комплекса около 500 м. По керну отложения представлены глубоко метаморфизованными осадочными и эффузивными породами. По результатам литолого-петрофизических исследований в скважине 134П установлено наличие в разрезе доюрского комплекса трех основных литологических типов пород. Нижняя часть вскрытого разреза (интервал глубин 3192 – 3214 м) представлена серыми графитсодержащими кварцитопесчаниками, имеющими вероятно позднедевонский – раннекаменноугольный возраст. С этими породами, имеющими трещинно-кавернозный тип коллектора, связывается получение в скважине небольшого количества парафинистой нефти. Выше по разрезу, в интервале глубин 3176 – 3192 м, со стратиграфическим и угловым несогласием залегают светло серые осадочные породы типа фангломератов, имеющие предположительно триасовый возраст. Завершает доюрский разрез (интервал глубин 2985 – 3176 м) мощная толща эффузивов андезитового состава триасового возраста.
Юрская система (J) - отложения юрского возраста залегают несогласно на образованиях доюрского комплекса и представлены всеми тремя отделами. В их разрезе выделяются тюменская свита раннесреднеюрского возраста, васюганская, юрских отложений по материалам глубоких скважин составляет 320 – 370 м.
Тюменская свита (J1-2kl) представлена комплексом континентальных образований и сложена преимущественно глинисто-алевритовыми породами, а также глинистыми и карбонатизированными песчаниками. Породы обогащены углистым материалом, встречаются прослои углей.
Разрез свиты характеризуется неравномерным частым чередованием песчано-алевритовых и глинистых пластов и пропластков различной толщины. По материалам ГИС и опробования в глубоких скважинах установлено отсутствие в разрезе свиты пластов-коллекторов. Общая толщина свиты 220 – 270 м.
Васюганская свита (J3oxf) разделена на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена в основном глинами с редкими пропластками алевролитов. Верхняя подсвита сложена чередующимися по разрезу песчано-алевритовыми и глинистыми пропластками, которые объединены в состав регионально нефтеносного горизонта ЮВ1. В пределах месторождения в разрезе горизонта выделяются два самостоятельных песчано-алевритовых пласта, ЮВ1/1 и ЮВ1/2, содержащих залежи нефти. Общая толщина свиты составляет 75 – 80 м.
Георгиевская свита (J3km) представлена глинами с включениями глауконита, пирита. Свита служит хорошим репером, имея положительную аномалию на диаграмме ПС и низкое сопротивление.
Ее толщина составляет 2 – 7 м.
Баженовская свита (J3vl), завершающая разрез юры, представлена характерными битуминозными глинами. По ГИС ее отличают наиболее высокие показания КС, естественной радиоактивности. На площади месторождения отдельными скважинами (1Р, 10Р, 1009 и др.) вскрыт «аномальный разрез» баженовской свиты, где в толще битуминозных глин присутствуют песчано-алевритовые пропластки.
Отложения баженовской свиты являются региональным репером в разрезе платформенного чехла. С ними связывается опорный отражающий горизонт «Б». Общая толщина свиты составляет 18 – 24м.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа. М: Изд-во МГУ, - 2012. С. 430.
2. Владимиров И.В. Проблемы выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов при их заводнении. Сборник научных трудов «ВНИИнефть» Выпуск 144: Проблемы разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти // ОАО «ВНИИнефть»; под ред. Д.Ю. Крянева, С.А. Жданова. - М.: ОАО «ВНИИнефть», 2011. –158 с.
3. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газо-нефтяных месторождений. М.:ВНИИОЭНГ, 1995. – 496 с.
4. Гавура В.Е., Лейбсон В.Г., Чипас Е.И., Шефер A.B. Метод изменения направления фильтрационных потоков при разработке нефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1976. – 63 с.
5. ГОСТ 12.2.003-91 «Система стандартов безопасности труда, оборудование производственное. Общие требования безопасности» - Введ. 06.06.1991. – Москва: Стандартинформ, 1991.
6. Гурари Ф.Г., Девятов В.П., Демин В.И. и др. Геологическое строение и нефтегазоносность нижней-средней юры Западно-Сибирской провинции. Новосибирск: Наука,- 2005. С. 156.
7. Закон РФ от 21.02.1992 № 2395-1 "О недрах" (ред. от 08.06.2020).
8. Кирюхина Т.А., Ульянов Г.В., Дзюбло А.Д. и др. Геохимические аспекты газонефтеносности юрских и доюрских отложений севера Западной Сибири и прилегающего шельфа. Газовая промышленность, 2011 г. С. 66-70.

Весь текст будет доступен после покупки