задача, ГРП. Методические указания по курсовой работе_очн. Методические указания по выполнению курсовых работ для студентов заочной формы обучения
 Скачать 7.84 Mb.
|
|
Перечень тем курсовых проектов по учебной дисциплине «Повышение нефтеотдачи пластов»: Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах. Модели пласта и процессов вытеснения нефти. Моделирование процессов разработки. Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит. Гидродинамическое несовершенство скважин. Технология и показатели разработки. Многофазный поток: метод Вогеля. Приемистость нагнетательных скважин и их оценка. Системы разработки. Проницаемость. Подсчет запасов- КИН. Компенсация. Режимы работы нефтеносного пласта (режим растворенного газа, режим газовой шапки, естественный режим, комбинированный режим, гравитационный режим, Режимы работы газоносного пласта. Свойства газа, свойства нелетучей нефти, свойства пластовой воды. Капиллярное давление. Физические свойства коллекторов. Техника и технология кислотных обработок скважин. Методы изучения геологической неоднородности. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. Расчет изменения температуры в продуктивном пласте при закачке теплоносителей. Комплексное использование тепловых и вибросейсмических методов для увеличения нефтеотдачи. Тепловые методы воздействия на пласт. Расчет распределения температуры по стволу скважины. Методы совершенствования заводнения. Полимерное заводнение. Применение вязкоупругих и гелеобразующих составов для изменения фильтрационных потоков. Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения. Схема вытеснения из пласта нефти водой и газом. Классификация изоляционных работ (РИР) и методов изоляции. Приложение Б Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ По курсу _____________Повышение нефтеотдачи пластов_________________ Студенту ____________________И. О. Фамилия__________________________ Тема проекта: _____________________________________________________________________________ Исходные данные: __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ Рекомендуемая литература: Графическая часть на ___ листах Дата выдачи задания «__» месяц 20__ г. Задание получил _______ И. О. Фамилия Дата представления проекта руководителю «__» месяц 20__г. Руководитель курсового проекта_______ И. О. Фамилия Приложение В Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Институт Недропользования Кафедра нефтегазового дела Допускаю к защите Руководитель ________________________ И. О. Фамилия Тема ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к курсовому проекту по дисциплине: «Повышение нефтеотдачи пластов» 0.000.00.00 - ПЗ Выполнил студент группы _______ ____________ И. О. Фамилия подпись Нормоконтроль ____________ И. О. Фамилия подпись Курсовой проект защищен с оценкой _______________________________________ Иркутск 20__ г. Приложение Г Паротепловое воздействие на пласт Внутрипластовое горение Пароциклические обработки скважин Закачка воздуха в пласт Воздействие на пласт двуокисью углерода Воздействие на пласт азотом и дымовыми газами Вытеснение нефти водными растворами ПАВ Вытеснение нефти растворами полимеров Вытеснение нефти щелочными растворами Кислотная обработка пласта Соляно-кислотная обработка пласта Вытеснение нефти композициями химических реагентов. Мицеллярные растворы. Микробиологическое воздействие Интегрированные технологии Барьерное заводнение на газонефтяных залежах Нестационарное (циклическое) заводнение Форсированный отбор жидкости Гидроразрыв пласта Кислотный гидроразрыв пласта Многостадийный гидроразрыв пласта с применением шаровой и бесшаровой технологии Зарезка бокового скважинного ствола Электромагнитное воздействие Волновое воздействие на пласт Тепловые методы воздействия на пласт Газовые методы воздействия на пласт Химические методы воздействия на пласт Гидродинамические методы воздействия на ПЗП Группа комбинированных методов Физические методы обработки пласта Системное применение методов повышения нефтеотдачи Плазменно импульсное воздействие на пласт Повышение продуктивности пласта воздействием кислотных композиций Анализ эффективности применения соляно-кислотной обработки Анализ методов повышения нефтеотдачи Анализ эффективности применения ГРП Повышение нефтеотдачи путем закачки гелеобразующих композиций Применение технологии акустической реабилитации скважин и пласта для повышения нефтеотдачи пластов Режимы работы нефтяных и газовых пластов Повышение нефтеотдачи путем заводнения нефтяного пласта Приложение Д 1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1 Общие сведения о месторождении Быстринское месторождение расположено в центральной части Западной Сибири (рисунок 1), 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.  Рисунок 1 – Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция 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 -50С, с сильными снегопадами и ветрами. Глубина снегового покрова достигает 1,5 - 2 метра. Количество морозных дней за зимний период с температурой ниже -25С, достигает 40 дней. Ледостав на реках и озерах обычно начинается в конце октября, ледоход в середине мая. 1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 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 нефтегазоносных пластов Продуктивные пласты характеризуются невыдержанным как по площади, так и по разрезу строением, наличием зон замещения коллекторов непроницаемыми породами (рисунок 2). Исключение составляет пласт БС2.  Рисунок 2 - Геологический разрез продуктивных пластов Быстринского месторождения Пласт ЮС2 приурочен к отложениям Тюменской свиты Быстринского месторождения (рисунок 3). 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.  Рисунок 3 - Сопоставление геолого-промыслового материала полученного при изучении керна с данными ГИС. 1 — песчаники средне и мелкозернистые (1 тип); 2 — песчаники и алевролиты с карбонатным цементом достигающем 5 % (2 тип); 3 — песчаники мелкозернистые и крупнозернистые алевролиты; 4 — терригенные породы, в которых содержание карбонатного цемента достигает 8—10 % (3 тип). 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 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 9,6 х 1,6-4,5 км, с отметкой ВНК в пределах 2453-2460 м. Размеры центральной залежи 17,6 х 1,3-4,8 км, отметки ВНК 2465-2508 м. Все залежи пластовосводовые, с подстилающей подошвенной водой. Хотя встречается замещение нижней части пласта. Пласт БС16-17 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. Основные промышленные запасы нефти Быстринского месторождения приурочены к группе пластов БС1-2. Эксплуатация месторождения началась с залежей этих пластов. Пласт БС2 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 залегает на отметках 2004-2050 м и отделен от нижележащего пласта БС2 глинистым разделом мощностью 4-6 м. Залежь пласта БС1 распространена 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: 15 х 6,5 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 развит по всей площади. Залежь пласта АС8 - газонефтяная. Размеры газонефтяной залежи 34 х 8 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 АС8 представлен чередованием глинистых и песчанистых прослоев. 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 3 х 12 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 6 х 18 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. На большей части структур пласт газонасыщен, и лишь на крыльях отмечается нефтеносность. Размеры нефтегазовой залежи 40 х 11,8 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. Промышленные запасы нефти приурочены к продуктивным пластам АС7, АС8, АС9, БС1, БС2, БС16-17, БС18-20, ЮС2 (таблица 1); запасы свободного газа сосредоточены в верхних точках пластов АС7, АС8, АС9. Наиболее продуктивны пласты БС1 и БС2, так как они наиболее нефтенасыщенны (таблица 1) и имеют хорошие коллекторские свойства, хорошая пористость, проницаемость, гидропроводность, что характерезует высокие добывные возможности. Таблица 1- Характеристика продуктивных пластов Быстринского месторождения
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||