Мероприятия по охране окружающей среды при осуществлении методов увеличения нефтеотдачи пластов
Дипломная работа - Экология
Другие дипломы по предмету Экология
µна к верхней части мегионской свиты. Пласт развит только вдоль восточного склона Пойкинского поднятия. Он представлен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Покрышкой являются глинистые породы верхов мегпонской и низов вартовской свит. Дебиты нефти здесь изменяются от 1,5-1,8м3/сутки при динамических уровнях 234-540 м до 77 м3/сутки через 8-мм штуцер. Пластовая температура 83-83,5 С. Высота залежи около 50 м. Залежь пластовая с литологическими экранами по простиранию и восстанию пласта, мало- и высокодебитная, с коллекторами порового типа.
Залежь пласта БС7 (валанжин) приурочена к низам вартовской свиты. Пласт в виде изолированной со всех сторон линзы распространен только на небольшой площади западного склона Пойкинского поднятия. Он сложен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Покрышкой служат глинистые породы вартовской свиты. Дебиты нефти через 8-мм штуцер равны 50-120 м3/сутки, газа - до 14 тыс. м3/сутки. Температура изменяется от 86 до 92,5 С. Высота залежи около 75 м. Исходя из состава нефти, температуры и пластового давления, можно предположить, что залежь пласта БС7 является вторичной. Залежь пластовая, ограниченная литологическими экранами со всех сторон, высокодебитная, с коллекторами порового типа.
Залежь пласта БС6 (готерив) приурочена к низам устьбалыкской пачки вартовской свиты. Пласт распространен по всей площади поднятия. Он представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками. Покрышкой залежи служит пласт глин мощностью 6-10 м. Дебиты нефти через 8-мм штуцер равны 75-158 м3/сутки. Температура от свода к склонам Пойкинской структуры возрастает от 80 до 85-86 С. Высота залежи 60-70 м. Нефть в пласте БС6 ароматическо-нафтено-метановая. Залежь пластовая сводовая, высокодебитная, с коллекторами порового типа.
Залежь пласта БС4 (готерив) относится к средней части устьбалыкской пачки вартовской свиты. Пласт представлен мелкозернистыми песчаниками. В северном направлении в его составе появляются прослои глин. В скв. 502 он полностью замещается глинистыми породами. Покрышкой залежи служат глинистые породы вартовской свиты. Дебиты нефти изменяются от 0,2-0,4 до 53,3 м3/сутки на 8-мм штуцере, дебиты газа - до 0,47 тыс. м3/сутки. Пластовая температура 81- 84 С. Высота залежи 19 м. Залежь пластовая сводовая, осложненная внутренними глинистыми целиками, мало- и среднедебитная, с коллекторами порового типа.
Залежь пласта АС11 (готерив) приурочена к низам верхней подсвиты вартовской свиты. Пласт сложен мелкозернистыми глинистыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Количество последних местами резко увеличивается. Покрышкой залежи является пласт глинистых пород. Дебиты нефти на 8-мм штуцере изменяются от 7 до 18 м3/сутки. Пластовая температура 76 С. Высота залежи 6-7 м. Залежь пластовая с возможными литологическими экранами, мало- и среднедебитная, с коллекторами порового типа.
Растворенный газ жирный, со значительным количеством гомологов метана и небольшим содержанием углекислого газа.
1.2 Проектные документы разработки залежей
Первый проектный документ - технологическая схема разработки Правдинского месторождения - составлен институтом ВНИИнефть и утвержден Центральной комиссией по разработке Министерства нефтяной промышленности (ЦКР МНП) в 1967 году. В марте 1968 года месторождение введено в промышленную эксплуатацию и разбуривалось согласно утвержденному варианту.
В основу разработки Правдинского месторождения было положено внутриконтурное заводнение с разрезанием нефтяных пластов рядами нагнетательных скважин и выделением шести эксплуатационных блоков самостоятельной разработки.
Технологическая схема разработки составлена для пластов БС-5,БС-6, БС-8, по которой утвержден общий уровень добычи нефти 8,2 млн.тонн в год, а количество эксплуатационных и нагнетательных скважин соответственно 422 и 130.
Для всех пластов предусматривалась одна сетка эксплуатационных и нагнетательных скважин с применением оборудования для одновременно раздельной эксплуатации и закачки воды.
По мере разбуривания уточнялось геологическое строение месторождения. По результатам бурения 1973 года на юго-востоке месторождения было установлено наличие структурного прогиба, отделяющего юго-восточную часть от основной структуры. В связи с этим было принято решение изменить систему разработки юго-восточного участка, приняв 3-х рядную систему.
В 1974 году на юго-востоке были выявлены зоны полного замещения коллекторов, поэтому от бурения ряда скважин пришлось воздержаться. На 1 января 1977 года он составил 584 скважины (432 - добывающих и 152 нагнетательных).
В связи с разбуренностью основного и эксплуатационного фонда и уточнением запасов по объектам разработки институтом СибНИИ НП в 1976 году составляется Комплексная схема разработки Правдинского месторождения, которая утверждена ЦКР МНП 14 июня 1977 г.
В 1978 году составлен и утвержден ЦКР МНП Уточненный проект разработки Правдинского месторождения.
В последних двух работах предусматривается разукрупнение эксплуатационного объекта, дальнейшее развитие системы заводнения и бурения скважин в зоне стягивания контуров в пределах выделенных блоков разработки.
1.3 Анализ состояния разработки месторождения
В настоящее время Правдинское месторождение находится на третьей стадии разработки.
Сравнительный анализ показателей разработки Правдинского месторождения проводился с начала разработки месторождения (1977 г.) по 1992 год включительно Сибирск?/p>