Готовые ????????? ??????

Диплом  ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА НА ПРИМЕРЕ ВАТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Содержание:

ВВЕДЕНИЕ
Первые промысловые работы по опробованию различных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов были начаты в объединении ОАО "ННГ" в конце 60-х годов. К ним относятся первые пробные закачки в пласт оторочек концентрированной серной кислоты и растворов тринатрийфосфата, а также закачка оторочки пропан-бутановой смеси.
В то время на промыслах объединения ОАО"ННГ" испытывали около двух десятков модификаций методов повышения нефтеотдачи пластов, эффективность которых определена в различных геолого-физических условиях залегания пласта и на различных стадиях разработки нефтяных залежей.
Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение нефтяных пластов, то вполне закономерно преимущественное развитие таких способов повышения нефтеотдачи, которые применимы при существующей системе и технологии разработки нефтяных залежей — т. е. при заводнении. К ним относится закачка оторочек различных химреагентов (поверхностно-активных веществ, концентрированной серной кислоты, тринатрийфосфата, углекислоты и др.), а также циклического заводнения и закачка технологических сточных вод.
Все современные методы воздействия на пласт с целью методом увеличения нефтеотдачи делятся на шесть основных групп:
1) рациональное размещение нефтяных и нагнетательных скважин;
2) гидродинамическое воздействие закачкой значительных масс воды для поддержания или увеличения начального пластового давления;
3) тепловое воздействие на систему пласт — насыщающие жидкости;
4) физико-химические методы, основанные на использовании химических реагентов типа ПАВ, полимеров, кислот и т. д.;
5) газовые методы, основанные на использовании азота, диоксида углерода, дымовых газов, метана, природного газа и других подобных веществ;
6) группа комбинированных методов, сочетающих одновременно различные принципы воздействия
С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия: гидродинамический и тепловой; гидродинамический и физико-химический; тепловой и физико-химический и т.д. Практически все принципы воздействия должны сочетаться с рациональным размещением скважин, так как наибольшая эффективность достигается лишь при оптимальном для данного метода размещении скважин. Тем не менее, принятый в нефтепромысловой механике дифференцированный подход к рассмотрению различных методов методом увеличения нефтеотдачи целесообразен, так как позволяет устанавливать эффективность того или иного метода, разрабатывать необходимую технологию, а также формировать требования к оборудованию. При проектировании разработки конкретных объектов (месторождений) принцип комбинированного воздействия, несомненно, учитывается.
Физико-химические и газовые методы иногда представляют в виде нескльких групп:
физико-химического совершенствования гидродинамического воздействия в результате использования таких химических веществ, как поверхностно-активные вещества, полимеры, кислоты, щелочи и т. д. (группа 1); смешивающегося вытеснения нефти жидкими и газообразными рабочими средами (группа 2);
несмешивающегося вытеснения жидкими и газообразными средами (группа 3);
Первая группа включает в себя закачку полимерных растворов, растворов ПАВ, щелочное заводнение, внутрипластовое сульфирование, использование тринатрийфосфата, сернокислого алюминия и других химических реагентов.
Методы смешивающегося и несмешивающегося вытеснения (вторая и третья группы) можно реализовать при помощи одних и тех же химреагентов (диоксид углерода, азот, природный газ, нефтяной газ, сжиженные углеводороды). Характер вытеснения (со смешиванием или без него) определяется термодинамическими и кинетическими параметрами — давлением, температурой, скоростью фильтрации.
I. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Ватинское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области, вблизи разрабатываемых Аганского (на севере), Мегионского (на востоке), Самотлорского (на северо-востоке) и Северо-Покурского (на западе) месторождений. Месторождение открыто в 1963 г.
Расстояние от месторождения по прямой до окружного центра Ханты-Мансийска составляет 370 км, до областного центра г. Тюмени – 750 км, городов Сургута и Нижневартовска соответственно 150 и 50 км. Ближайшими населенными пунктами являются г. Нижневартовск, г. Мегион, пос. Покур и пос. Вата (рисунок 1.1).


















1.2. Природно-климатические условия

Площадь месторождения представляет собой слабо пересечённую, сильно заболоченную равнину, приуроченную к пойме и надпойменным террасам реки Оби и её притоков. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +40 м в пойменных частях рек до +64 м в пределах надпойменных террас.
Главная река Обь протекает южнее Ватинского месторождения. Ширина её русла достигает 1000-1300 м, она разветвляется в этом районе на большое количество протоков и рукавов. Наиболее крупными из них являются Мега, Мулиа, Пасол, Быстрая и другие. Правый приток Оби - Ватинский Еган пересекает месторождение почти в широтном направлении. В периоды весенних паводков река Обь и её притоки выходят из берегов, затопляя почти всю промысловую площадь. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных пород.
Климат района резко континентальный. Лето короткое, максимальная температура в июле достигает +30°С. Зимний период продолжается с ноября по апрель. Зима суровая, с метелями и снегопадами. Минимальная температура в декабре-январе достигает минус 50°С, при среднесуточной температуре в январе минус 25°С. Наибольшее количество осадков наблюдается в июле-августе и декабре-январе. Общее количество осадков в год составляет 400 мм. Толщина снегового покрова на открытых участках – до 1,0 м, на залесенных – 1,6 м и более. Ледяной покров на реках и больших озёрах достигает 40 80 см, на лесных озёрах всего 10-40 см. Реки вскрываются в конце мая, в конце октября наступает ледостав.

1.3. Состояние геолого-физической изученности месторождения

Ватинская структура была выявлена и подготовлена к глубокому бурению по материалам сейсморазведочных работ 1957-1963 гг. Первооткрывательницей месторождения является скважина 120р, пробуренная в присводовой части структуры в 1964 г. По результатам бурения и опробования этой и соседних скважин была доказана промышленная нефтеносность пластов АВ1, АВ2 и БВ8, а в последующие годы и других пластов групп АВ, БВ и ЮВ. Проекты промышленной разведки и доразведки, составленные в период 1965-1974 гг., практически были реализованы к 1986 г. Исключение составляла южная часть Восточного поднятия месторождения, где были пробурены лишь отдельные разведочные скважины для оконтуривания залежей. Изучение месторождения было продолжено проведением дополнительных сейсморазведочных работ, бурением разведочных и эксплуатационных скважин, обобщением материалов разработки.
Сейсморазведочные работы МОВ ОГТ в пределах Ватинского лицензионного участка и смежных территорий проводились в течение полевых сезонов 1985-2000 гг. Исследованиями были охвачены краевые части лицензионного участка, центральная часть изучалась только скважинами глубокого бурения. Плотность сети сейсмических профилей МОВ ОГТ 2Д съемки составляет 1,21 км/км2. На юго-востоке лицензионного участка площадь в 13 км2 покрыта съемкой 3Д, выполнявшейся с/п № 5 ОАО «Тюмень-нефтегеофизика» в сезон 1996-1997 гг. на Мегионском ЛУ, однако значительная её часть совпадает с участками набора кратности. На площади 195 км2 данные сейсмических исследований МОВ ОГТ отсутствуют полностью.
В 1987-2003 гг. разведочное бурение проводилось главным образом на периферии Ватинского месторождения и лишь несколько скважин были пробурены в центральной части месторождения. Всего на площади лицензионного участка за этот период закончено строительством 44 скважины.

1.4 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфическое расчленение разрезов скважин произведено в соответствии с региональной стратиграфической схемой, утвержденной Межведомственным стратиграфическим комитетом 09.04.2004 г.
Геологический разрез Ватинского месторождения представлен мощной толщей (до 3000 м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента, (Графическое Приложение 1). В геологическом строении разреза принимают участие породы доюрского фундамента и мезо-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла. В пределах последнего выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.
Палеозойский фундамент (PZ)
Представлен сильно метаморфизированными глинистыми, глинисто-слюдистыми и глинисто-кремнистыми сланцами девон-триасового возраста. На сопредельных площадях встречаются известняки и сильно метаморфизованные магматические породы. Максимальная вскрытая толщина пород фундамента на месторождении 48 м.
Юрская система (J)
Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы сложены преимущественно континентальными осадками, верхний - морскими. Нижний отдел представлен котухтинской, средний – тюменской и верхний - васюганской, георгиевской и баженовской свитами.
Котухтинская свита (J1) представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники серые, зеленовато-серые. Глины уплотненные темно-серые, прослоями слабо битуминозные. Встречаются вкрапления пирита, растительного детрита, листовая флора.
Тюменская свита (J2а–J2k) представлена чередованием плотных глин, алевролитов и песчаников. Нижняя часть сложена переслаиванием песчаников, и алевролитов серых, глинистых с уплотненными глинами, реже углями. Толщина тюменской свиты составляет 115-225 м.
Васюганская свита (J2k–J3о) подразделяется