Реферат геология и разработка месторождений нефти и газа западной сибири

Обновлено: 05.07.2024

Пример готовой курсовой работы по предмету: Экология

Содержание

1. Минприроды России, Роснедрам:

совместно с нефтяными и газовыми компаниями разработать программу лицензирования недр, внедрения в геологоразведочную практику новейших геологических, геофизических и геохимических методов ведения геологоразведочных работ, проведения геологоразведочных работ на распределенном фонде недр в объемах, безусловно обеспечивающих расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности Западной Сибири;
обратить особое внимание на своевременное и качественное завершение выполняемой в настоящее время по заказу Роснедр количественной оценки перспектив нефтегазоносности Западной Сибири и других регионов России.

При этом оценка должна быть доведена до каждого распределенного и проектируемого к лицензированию участка недр, учитывать риски при проведении геологоразведочных работ, обеспечить авторитетную, качественную и независимую экспертизу выполненной оценки. В свою очередь, оценка должна явиться надежной базой для стратегического проектирования развития нефтегазового комплекса России.

4. Минэкономразвития России совместно с Минфином России, Минэнерго России, Минприроды России, Роснедрами разработать и внести в Правительство РФ предложения по налоговым льготам при поисках, разведке, разработке и освоении новых нефтяных и газовых месторождений в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, на шельфе Карского моря, в Обской и Тазовской губах, Енисейском прогибе, создании новых предприятий по газопереработке, производству СПГ, нефтехимии.

5. Минэкономразвития России совместно с Минэнерго России разработать комплекс мер по гарантиям получения сырья (этан, пропан-бутановая фракция, нафта) от нефтяных и газовых компаний для нефтехимического производства и порядок формирования цен на такое сырье, обеспечивающий прибыльность нефтехимического производства.

7. Создать условия для усиления роли регионов в повышении эффективности использования запасов углеводородов. Делегировать субъектам Федерации часть прав для развития заинтересованности их в развитии нефте и газодобычи.

Выдержка из текста

Введение

Актуальность исследования. В последние годы все большую долю сырья в нефтехимической промышленности занимают попутные газы нефтяных месторождений. В этом плане наибольший интерес по своему химическому составу и свойствам представляют попутные нефтяные газы (ПНГ) Западно-Сибирских нефтяных месторождений. Поэтому тщательное изучение нефтяных месторождений Западно-Сибирского региона является важной и актуальной задачей для развития всей нефтехимической отрасли страны.

Общеизвестно, что добыча и использование нефти и газа в России имеет многовековую историю. Однако технический уровень промыслового газового хозяйства до XX века был исключительно примитивным.

Проблема – рациональная, экологически обоснованная политика развития Западно-Сибирского Севера, как и любой другой территории, должна, с одной стороны, исходить из факта неизбежного антропогенного влияния на природные системы, с другой — базироваться на учете географически и исторически обусловленной разнокачественности современного состояния и устойчивости природных комплексов.

Экологически безопасное рациональное природопользование в целом определяется как совокупность форм эксплуатации природно-ресурсного потенциала экосистем, которые прямо или косвенно не приводят к жизненно важному ущербу, наносимому природной среде и населяющим ее людям.

Деятельность человека в области природопользования может представлять собой сбор и обработку информации для принятия адекватного управленческого решения при организации рационального экологически обоснованного природопользования.

Объект исследования: нефтегазовый комплекс Западной Сибири.

Предмет исследования: экологические проблемы нефтяной промышленности.

Гипотеза — при развитии Западно-Сибирского нефтегазового комплекса необходимо решать проблемы природопользования Западной Сибири.

выявлении медико-экологических особенностей города Тобольска и Тобольского района возможно снизится заболеваемость.

Цель работы изучить и проанализировать нефтегазовый комплекс в системе природопользования Западной Сибири.

охарактеризовать Западно- Сибирский нефтяной комплекс;
рассмотреть динамику развития нефтеперерабатывающей промышленности в Западной Сибири;
изучит развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса на современном этапе;
раскрыть историю экологических проблем нефтегазового комплекса;
проанализировать экологические проблемы нефтяной промышленности.

Теоретической и методологической основой Коржубаев А.Г., Гальперин М.В., Арустамов Э.А., Левакова И.В., Баркалова Н.В.[20, 11].

Практическая значимость — заключается в возможности использования результатов проведенного исследования студентами, педагогами.

Методы исследования — анализ литературы, статистики и наблюдение.

Структура работы: работа состоит из введения двух глав, заключения, библиографического списка литературы.

Список использованной литературы

Библиографический список литературы

1. марта 2009 года № 32-ФЗ. // Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, № 2, ст. 133.

2. августа 2004 года № 122-ФЗ, от

3. декабря 2008 года № 309-ФЗ.

2. августа 2004 года № 122-ФЗ, от 9 мая 2005 года № 45-ФЗ.

6. Алекперов В.Ю. Вертикально интегрированные нефтяные компании России, М.- 2011. – 109 с.

8. Березин В.Л. Нефть и газ Западной Сибири. М.- 2013. – 176 с.

9. Булкатов А.Н., Мовсум-заде М.Э. Становление газопереработки в Западной Сибири. // Нефть, газ и бизнес.– 2011.– № 6.–С. 58– 61.

10. Геология нефти и газа Западной Сибири. //А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов, B.C. Сурков, А.А. Трофимук, Ю.Г. Эрвье. — М.: Недра, 2011. – 432 с.

11. Гальперин М.В. Экологические основы природопользования. Учебник – 2-е издание, испр. М.: ФОРУМ: ИНФА- М, 2013 — 256с.

13. Канторович А.Э., Фотиади Э.Э., Демин В.И. Прогноз месторождений нефти и газа. — М.: Недра, 2012. – 132 с.

14. Крылов Н.А. О возможности использования показателя кратности запасов нефти при планировании добычи и геологоразведочных работ// Геология нефти и газа. -2014. — № 12. — С. 30-33.

15. Крылов Н.А., Батурин Ю.Н., Рыжик В.М. Прогнозирование крупности запасов месторождений нефти и газа неразведанных ресурсов// Системный подход в геологии. — М., 2012. — С. 14-77.

18. Нефть и газ Западной Сибири. Межвузовский сборник, Тюмень, ТюмИИ, 2012. – 224 с.

20. Коржубаев А.Г. и др. Современные проблемы функционирования газового комплекса Западной Сибири // Экономика природопользования Алтайского региона: история, современность, перспективы. Матер. регион. науч.-практ. конф. Барнаул: АлтГУ, 2000

21. Скуридин С. Андрейкина Л.В., Тищенко С.Н. Некоторые исторические аспекты зарождения газоперерабатывающей отрасли. // Башкирский химический журнал.– 2013.– № 3.– С. 105– 106.

23. Фомишин С. В. Международные экономические отношения. М. Юркнига, 2012.- 187 с.

24. Холимое Э.М., Гомзиков В.К., Фурсов А.Я. Управление запасами нефти. — М.: Недра, 2012. – 114 с.

25. Шимова О. С., Соколовский Н. С. Экономика природопользования. М. ИНФРА — М, 2011.- 143 с.

Классификация нефтегазоносных территорий и нефтегеологическое районирование являются основой выявления закономерностей размещения скоплений нефти и газа в земной коре, познание которых необходимо при научно обоснованном прогнозировании нефтегазоносности недр и выбора направлений поисково-разведочных работ.
Западно-Сибирская. Это крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км.нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста.

Содержание

1. Ведение
2. Понятие системы разработки.
3. Способы разработки месторождений нефти.
4. Нефть Западной Сибири: новые проблемы и новые методы обустройства месторождений.
5. Заключение.
6. Используемая литература.

Прикрепленные файлы: 1 файл

НЕГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ.docx

Ведение
Понятие системы разработки.
Способы разработки месторождений нефти.
Нефть Западной Сибири: новые проблемы и новые методы обустройства месторождений.
Заключение.
Используемая литература.

Западно-Сибирская. Это крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км. нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40- 60%), повышенное количество летучих веществ.

За годы освоения и эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири были разработаны инженерные решения по всему кругу проблем, связанных с технологиями добычи, сбора и подготовки нефти, оборудованием, инфраструктурой и в первую очередь - с нефтепромысловым строительством. Ведущая роль в этой работе принадлежала Гипротюменнефтегазу- ген.проектировщику нефтегазодобывающего региона и главной организации отрасли по основным направлениям обустройства месторождений.

1. Понятие системы разработки

Система разработки нефтяного месторождения (залежи нефти) характеризуется как комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр.

В качестве критериев рациональной системы разработки принимаются следующие основные положения.

1.Наименьшую степень взаимодействия между скважинами должна обеспечить рациональная система разработки. Минимальное взаимодействие между скважинами достигается увеличением расстояния между ними. С другой стороны, при увеличении расстояния между скважинами общее их число на месторождении уменьшается, что ведет к снижению суммарного дебита скважин. Кроме того, в условиях неоднородного пласта увеличение расстояния между скважинами может привести к тому, что часть нефтенасыщенных линз, полулинз или пропластков не будет охвачено скважинами и они не будут приобщены к разработке.

2.Наибольший коэффициент нефтеотдачи должна обеспечить рациональная система. При полном охвате нефтепродуктивного пласта процессом вытеснения можно достигнуть максимальную нефтеотдачу. Это условие, особенно в неоднородных пластах, можно выполнить при более тесном размещении скважин. Кроме того, так как наиболее высокие коэффициенты достигаются при водонапорном режиме, а естественные притоки воды чаще не обеспечивают высоких темпов разработки, то существует необходимость создания искусственного водонапорного режима закачкой воды или газа в пласт.

3. Минимальную себестоимость нефти должна обеспечить рациональная система разработки. Из рассмотренных в процессе проектирования нескольких вариантов разработки выбирается вариант, обеспечивающий наивысшую нефтеотдачу. Названные выше критерии хотя и правильно определяют ориентиры для выбора системы разработки, тем не менее ни один из них не может быть принят за определяющий, так как они не учитывают потребностей страны в нефти, устанавливаемых народнохозяйственными планами.

Таким образом, понятие рациональной системы разработки в окончательном виде формулируется так: рациональная система разработки должна обеспечить заданную планом добычу нефти при минимальных затратах и возможно больших коэффициентах нефтеотдачи.

При водонапорном режиме процесс обводнения газовых скважин - это естественный процесс. Но при этом необходимо предусматривать такое число добывающих газовых скважин, такое размещение их по площади газоносности и соответствующие технологические режимы эксплуатации газовых скважин, систему обустройства и транспорта газа, которые обеспечивали бы наибольшее газоизвлечение, получение максимальной прибыли при наименьших капитальных затратах.

Различают три периода разработки газовых залежей:

I - период нарастающей добычи газа;

II - период постоянной (максимально достигнутой) добычи газа;

III - период падающей добычи газа.

2. Системы разработки месторождений нефти.

В начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластового давления, как правило, достаточно для обеспечения притока нефти к скважине. Впоследствии пластовое давление постепенно снижается и для его поддержания требуется проведение специальных мероприятий (организация закачки воды, газа и т.п.).

В зависимости от того, за счет чего происходит восполнение энергии пласта и обеспечивается продвижение нефти к добывающей скважине, способы разработки подразделяют на 3 класса:

1 Первичные способы (Primary Recovery)
2 Вторичные способы (Secondary Recovery)
3 Третичные способы (Tertiary Recovery)

Обычно система разработки месторождения последовательно видоизменяется (если мы говорим о месторождении традиционной легкой нефти): от Первичных способов на I стадии разработки переходят к Вторичным способам на II и III стадиях и к Третичным способам на III и IV стадиях разработки месторождения.

Месторождения нетрадиционной (тяжелой, сверхтяжелой, высоковязкой, сланцевой) нефти требуют нетрадиционного подхода. Разработку таких месторождений начинают сразу с Третичных способов, разрабатывая зачастую совершенно новый уникальный метод.

Первичные способы (Primary Recovery)

Первичные способы - это способы разработки, основанные на извлечении нефти с использованием потенциала внутренней энергии пласта. Приток нефти обеспечивается за счет естественных сил.

Всего при добыче нефти различают 5 режимов:

– Водонапорный (жестко-водонапорный)
– Упругий (упруго-водонапорный)
– Газонапорный (режим газовой шапки)
– Режим растворенного газа
– Гравитационный

Плюс еще смешанный режим также иногда выделяют в отдельную категорию.

Водонапорный – основной силой, двигающей нефть к забою скважины, является напор пластовых вод, при котором происходит компенсирование отбора жидкости продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Такой режим обычно формируется в водонапорных комплексах литологически однородных и выдержанных высокопроницаемых пластов при относительной близости залежей к областям питания водонапорного комплекса. Конечная нефтеотдача при таком режиме достигает 65-80%.

Упругий – основной силой является упругое расширение пластовой жидкости и породы при снижении пластового давления. При этом режиме отбор жидкости не компенсируется полностью продвижением законтурных вод к залежи. Конечная нефтеотдача – до 50-70%.

Газонапорный – основной силой является напор расширяющегося газа газовой шапки, при котором отбор жидкости полностью не компенсируется продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Конечная нефтеотдача – до 40-60%.

Режим растворенного газа – основной силой является расширение газа, выделяющегося из нефти при снижении пластового давления. При этом режиме также отбор жидкости полностью не компенсируется продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта. Формируется при усиленном отборе жидкости из пласта, приводящем к снижению пластового давления до значений, ниже давления насыщения нефти газом. Конечная нефтеотдача – до 10-30%.

Гравитационный – основной силой является сила тяжести самой нефти. Такой режим может проявляться при полной изоляции залежи от водоносной части, а также при отсутствии газа (свободного или растворенного). Довольно редкий режим, обычно возникает на последней стадии разработки в залежи, первоначально эксплуатирующейся при режиме растворенного газа. Конечная нефтеотдача – до 10-20%.

Смешанные режимы могут возникать:

когда один режим сменяет другой или
когда отдельные участки залежи работают при различных режимах.

Вторичные способы (Secondary Recovery)

Вторичные способы – это способы разработки, в которых извлечение нефти из пласта происходит с использованием поддержания внутрипластовой энергии за счет закачки воды или газа (в газовую шапку)

Третичные способы (Tertiary Recovery)

К третичным способам относят методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Это методы основанные на извлечении нефти с использованием потенциала внутрипластовой энергии за счет закачки агентов, отличающихся от используемых при вторичных способах повышенным потенциалом вытеснения нефти – тепловые, газовые, химические, микробиологические.

Существует 4 пути повышения степени извлечения нефти из пласта:

В настоящее время в достаточной степени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы методов увеличения нефтеотдачи:

Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);
Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);
Химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимерное, мицелярное заводнение и др.);
Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

Методы повышения нефтеотдачи могут иметь значительный эффект при условии что это подходящие для данного конкретного месторождения методы.

3. Нефть Западной Сибири: новые проблемы и новые методы обустройства месторождений.

Сегодня перед проектировщиками появились и новые проблемы:

• общее снижение качества запасов по вновь вводимым месторождениям Западной Сибири, преобладание среди них низкопродуктивных, сложно построенных месторождений с трудно извлекаемыми запасами, а также выход в поздние стадии разработки крупнейших среди ранее введенных месторождений; в обоих случаях сложность разработки возрастает;
• дальнейшее продвижение нефтедобычи на север и усложнение условий для строительства промысловых объектов (вечная мерзлота), повышение требований к их технической надежности и экологической безопасности;
• повышение требований к экономичности нефтедобычи и в особенности – к экономичности эксплуатации малодебитного фонда скважин.

Но главное – это изменение форм собственности и всей организационно-правовой сферы нефтедобычи, появление недропользователей (НП) с негосударственными формами собственности (крупные НК, а также средние и малые структуры) при государстве-недровладельце (НВ) в лице федеральных и территориальных органов власти. Структура и качество запасов через показатели разработки определяют требования к системам добычи, сбора и подготовки нефти, газа и воды. Необходимы качественно новые технологии по системам ППД (поддержания пластового давления). Особая задача – обустройство малых месторождений и отдельных участков освоенных месторождений с их привязкой к системам других НП с обеспечением возможности подключения и взаиморасчетов.
Продвижение в арктические зоны означает, помимо общего ужесточения природно-климатических условий, размещение всех промысловых объектов и систем на вечной мерзлоте, чего прежде (при островной мерзлоте) удавалось избегать, что заставляет по-новому решать задачи транспортного и энергетического обеспечения. Уже на стадии проектирования необходимо учитывать требования к экологической безопасности и охране природной среды, в том числе разрабатывая методы объективной количественной оценки этих показателей.
Отдельный комплекс проблем – реконструкция обустройства старых месторождений региона, технологические системы которых, рассчитанные на условия пика добычи нефти, в первую очередь трубопроводы, приходят в аварийное состояние.
Однако по подобным природным и техническим аспектам (структура запасов, природные условия, требования надежности и экономичности) уже существуют наработки и современные технологии решения соответствующих задач. Принципиально же новые задачи ставит изменение организационно-правовых форм нефтедобычи с разделением НВ и НП. Это прежде всего государственный контроль объектов и систем обустройства на стадиях проектирования, строительства и эксплуатации по следующим показателям:
• соответствие систем обустройства требованиям проекта разработки с учетом его периодических ревизий и корректировок;
• соответствие действующим нормам уровня промысловых технологий (качество продукции, степень утилизации попутного газа, выбросы, потери и т.д.), а также уровня технической надежности и экологической безопасности;

Описание презентации Разработка нефтегазовых месторождений Западной Сибири ВВЕДЕНИЕ. по слайдам

Разработка нефтегазовых месторождений Западной Сибири

ВВЕДЕНИЕ. Разработка нефтяных месторождений – комплексная область знаний, включающая научно обоснованный выбор систем и технологий разработки месторождений, моделирование и расчеты процессов вытеснения нефти из пластов, определение рациональной системы воздействия на пласт, прогнозирование показателей разработки месторождения, планирование и реализацию выбранного метода разработки, проектирование и регулирование разработки месторождений.

В курсе разработки нефтяных месторождений комплексно используют многие важные положения геологии, геофизики, физики пласта, подземной гидродинамики, механики горных пород, технологии эксплуатации скважин и систем добычи нефти, экономики и планирования.

С и с т е м о й р а з р а б о т к и нефтяного месторождения следует называть: • совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки • последовательность и темп их разбуривания и обустройства • наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа • число, cоотношение и располо-жение нагнетательных и добывающих скважин, число резервных скважин • управление разработкой месторождения • охрану недр и окружающей среды

О б ъ е к т р а з р а б о т к и — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов , извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. Геолого-физические свойства Пласт 1 2 3 Извлекаемые запасы нефти, млн. тонн Толщина пласта, м Проницаемость, 10 -3 мкм 2 Вязкость нефти, 10 -2 Па с 200 10 100 50 5 150 60 70 15 500 3 Пласты 1 и 2 объединяются в один объект разработки(А) Пласт 3 разрабатывается своей группой скважин (Б)

Т е м п р а з р а б о т к и — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах. Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования. N tq tzн Темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.

П е р в а я с т а д и я ( стадия ввода месторождения в эксплуатацию ), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. В т о р а я с т а д и я ( стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти ) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. Третья стадия ( стадия падающей добычи нефти ) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации. Ч е т в е р т а я с т а д и я ( завершающая стадия разработки ) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Текущая нефтеотдача t нt н G t. Q G dq dzt 0 0 Конечная нефтеотдача кt кн к G N G t. Q dz 0 Обводненность продукции — отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. ж н нв в q q qq q B Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в . тм 3 Пластовое давление – давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном — вода находятся в пустотах пластов-коллекторов. Пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина

Параметры , характеризующие систему разработки На практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам: 1) наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр; 2) расположению скважин на месторождении. Ф о н д с к в а ж и н — общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Подразделяется на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Параметр плотности сетки скважин — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину S –площадь нефтеносности месторождения; n – число добывающих и нагнетательных скважин n. SSc /

Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты1212 Расположение скважин по четырехточечной сетке Расположение скважин по трехточечной сетке 1 — условный контур нефтеносности ; 2 — добывающие скважины. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта , не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта , а также физических свойств нефти и содержащих ее пород ( литологической неоднородности , тектонических нарушений , неньютоновских свойств ).

КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ Системы разработки с воздействием на пласты Системы с законтурным воздействием (заводнением) 1 3 12 4 5 Расположение скважин при законтурном заводнении: 1 — нагнетательные скважины; 2 — добыва-ющие скважины; 3 — нефтяной пласт; 4 — внешний контур нефтеносности; 5 — внутренний контур нефтеносности Показанное на рисунке размещение трех рядов добывающих скважин характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500 — 600 м, ширина месторождения составляет 2 — 2, 5 км. 5/11 3, 01, 0 р

КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ Рядные системы разработки Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин , к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах называют стягивающим рядом. Расположение скважин при однорядной системе разработки : 1 — условный контур нефтеносности ; 2 — нагнетательные скважины ; 3 — добывающие скважины. 1 Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных , то эта система очень интенсивная. Эту систему используют при разработке низко — проницаемых , сильно неоднородных пластов с целью обеспечения большего охвата пластов воздействием , а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повышения нефтеотдачи пластов 0 д н о р я д н а я с и с т е м а разработки

КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ Системы с внутриконтурным воздействием Трехрядная с и с т е м а разработки Расположение скважин при трехрядной системе разработки : 1 — условный контур нефтеносности ; 2 — добывающие скважины ; 3 — Нагнетательные скважины L п /21 2 3 Элемент трехрядной системы разработки : 1 – “ четверть ” нагнетательной скважины ; 2 – добывающая скважина ; 3 – “ четверть ” добывающей скважины3/

КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ Системы с внутриконтурным воздействием Системы с площадным расположением скважин Элемент пятиточечной системы 1/1 Семиточечная система Девятиточечная система 2/13/

КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ Системы с внутриконтурным воздействием Другие системы разработки Схема батарейного расположения скважин : 1 — нагнетательные скважины ; 2 — условный контур нефтеносности. 3 и 4 — добывающие скважины соответственно первой батареи радиусом R 1 и второй батареи радиусом R 2 Система с батарейным расположением скважин используется в редких случаях в залежах круговой формы в плане. Система с барьерным заводнением , применяется при разработке нефтегазовых залежей. Смешанные системы — комбинация описанных систем разработки , иногда со специальным расположением скважин , используются при разработке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого — физическими свойствами. Очаговое и избирательное заводнения применяются для регулирования разработки нефтяных месторождений с частичным изменением ранее существовавшей системы.

МОДЕЛИ ПЛАСТА И ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ Вероятностно-статистические модели Модель зонально-неоднородного пласта – это пласт, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами. Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т. е. , где n –число слоев. n i ihh

РАЗДЕЛ 5 РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ Упругий режим Разработка нефтяного место-рождения при упругом режиме — это осуществление процесса извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта. Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Упругий режим с точки зрения физики — расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей. С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начнет выделяться растворенный в ней газ, и режим пласта изменится — упругий режим сменится режимом растворенного газа или газонапорным.

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ Режим растворенного газа При уменьшении давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. Выделяющийся из нефти газ, расширяясь со снижением давления, способствует вытеснению нефти из пласта. Если произошло отделение газа от нефти в пласте в целом и образовалась газовая шапка, режим растворенного газа сменяется газонапорным. Для расчетов разработки пластов при режиме растворенного газа используют формулу закона Генри обычно в следующем виде: p. VVнгр0 гр. V — объем газа, растворенного в нефти, приведенный к стандартным (атмосферным) условиям; 0 — коэффициент растворимости; н. V — объем нефти в пластовых условиях вместе с растворенным в ней газом; p — абсолютное давление Для реального газа необходимо учитывать коэффициент его сверхсжимаемости При изотермическом процессе уравнение состояния реального газа можно представить в виде Tpzz, атгат ат г zp zp атгатгzz, , , — соответственно плотность и коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовом и атмосферном давлениях.

Газонапорный режим 1 2 3 Схема нефтяного месторождения с вторичной газовой шапкой: 1 – нефть; 2 – газовая шапка; 3 – законтурная вода. Газ, выделяясь из нефти, всплывает под действием сил гравитации в газовую шапку (рис. ). Объем пласта охваченный процессом разработки: (1) — общий объем пласта плсвоп. Vsm. V 21 пл. V Изменение среднего пластового давления определим, используя соотношения, вытекающие из уравнения материального баланса веществ в пласте в целом. — полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти; 1 N — полная масса дегазированной нефти в пласте; 2 N — масса газа, растворенного в нефти; 1 L 1 G — полная масса свободного газа. 1 G 111 LGN 22 LN p LL 21 (2) Из закона Генри (3)

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение. Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5 — 10 МПа, а в ряде случаев — 15 — 20 МПа Рис. Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, от перепада давления cкccpppp При незначительных значениях перепада давления зависимость близка к линейной, но при некотором перепаде давления , расход начинает резко увеличиваться c pвсq

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты в России в настоящее время применяют редко , в основном в случае длительно эксплуатируемых сильно истощенных месторождений , разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения ( до 50 — х г. г. прошлого века ); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой , месторождений , содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти , или месторождений , сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. ЗАКЛЮЧЕНИЕ За рубежом разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществляться в больших , чем в России , масштабах , особенно в случаях пластов с трещиноватыми коллекторами при высоком напоре законтурных вод.

БОЛЬШОЕ СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!

В нашей стране наибольший интерес представляют месторождения нефти и газа Западной Сибири. В нефтегазоносных регионах принято различать нефтегазоносные провинции, состоящие из нефтегазоносных областей, делящихся в свою очередь, на нефтегазоносные районы.

Содержание

Введение
1. Общая часть
1.1. Месторождения нефти и газа Западной Сибири.
1.2. стратиграфия.
1.3 общие сведения Ван-Еганского месторождения.
2. Технико- экономическая часть
2.1 методики работ
2.2
3. приложения
Заключение
Литература

Работа содержит 1 файл

Месторождения нефти и газа Западной Сибири.doc

Башкирский государственный университет.

Кафедра геологии и геоморфологии

Выполнил: С-т 5 курса Япаров Э.Р.

Проверил: Пр-р Кинзекеев А.Р.

Содержание

1.1. Месторождения нефти и газа Западной Сибири.

1.3 общие сведения Ван-Еганского месторождения.

2. Технико- экономическая часть

2.1 методики работ

Общая часть

1.1. Месторождения нефти и газа Западной Сибири.

Западно-Сибирская провинция расположена между горным Уралом на западе, рекой Енисей - на востоке, Алтая Саянской горной страной на юге и Карским морем на севере. Она занимает площадь 2 600 000 км2 и охватывает полностью или частично Тюменскую область с Ямало-Ненецким и Ханты-Мансийским автономными округами, Омскую, Новосибирскую и Томскую области и частично Алтайский и Красноярский края и Свердловскую область. В геологическом отношении рассматриваемая провинция приурочена к Западно-Сибирской плите, в основании которой на глубине 3-10км находится древний, разновозрастный докембрийский, местами палеозойский фундамент. В строении плиты участвуют три структурных этажа: докембрийско-палеозойский, триасовый и мезо-кайнозойский.

Триасовые отложения залегают преимущественно в структурах, напоминающих рвы (грабенах). В настоящее время наибольшее значение для нефтегазоносности имеет верхний этаж юрско-мелового возраста. Он сложен песчано-глинистыми отложениями, образующими крупные геологические структуры, своды и впадины. В пределах этих структур размещаются более мелкие валы и локальные структуры, к которым главным образом приурочены почти все нефтегазоносные пласты. Мощность (толщина) юрских и меловых пород увеличивается по направлению к северу к полуостровам Гыданскому и Ямал.

Главнейшая Среднеобская нефтегазоносная область расположена на территории географического центра Западной Сибири и занимает пространство вдоль широтного течения реки Оби от Салыма на западе до Александрово на востоке.

Эта область разделена на три нефтегазоносных района: Салымский, Сургутский и Нижневартовский. Салымский район - это запад Среднеобской области. Его площадь 16тыс. км2. Здесь открыты такие месторождения нефти, как Верхнешапшинское, Верхнесалымское, Салымское Приразломное, Правдинское и др. Сургутский нефтеносный район среднеобской области включает в себя крупное подземное поднятие пород - своды и впадины, окружающие его. из общей площади района, равной 90тыс. км2. около 30 тыс. км2 приходится на сургутский свод. На данной территории расположено много нефтяных месторождений таких как: Усть-Балыкское, Федоровское, Лянторское, Южно-Сургутское и другие. Третий район в Среднеобской нефтегазоносной области - Нижневартовский. Площадь его 70 тыс. км 2, из них третья часть приходится на Нижневартовский подземный свод.

Первым в районе и первым в Среднем Приобье в апреле 1961г. было открыто Мегионское месторождение, расположенное в долине реки Оби. Здесь, на острове Баграс, Новосибирское геологическое управление начало бурить скважину №1. Завершение бурения и испытание скважины проводилось уже Тюменским геологическим управлением. Первым был испытан пласт песчаника юрского возраста на глубине 2444м. Он давал чуть более 1т нефти в сутки. Только в 1965г. из юрского пласта были получены суточные притоки нефти более 50т.

Следующий объект был намечен на глубине 2358м. И опять неудача - дебит скважины составил всего 150л в сутки, еще меньше, чем в юрском пласте. По поводу дальнейших работ в скважине №1 возник спор. Наметилось два интересных объекта. Один в пласте БВ10, другой - в пласте БВ8. Первый объект по электрокаротажным диаграммам не представлял интереса: несколько мелких слоев песчаника, из которых в лучшем случае можно было получить столько же нефти, сколько в уже испытанных нижних объектах. Но из этих песчаников был поднят нефтенасыщенный керн. Было ли это естественное насыщение или по халатности после извлечения из скважины керн был обмыт соляркой - сейчас определить трудно. Второй объект - пласт - БВ8 - представляет собой хороший песчаник с высоким электрическим сопротивлением, характерным для нефтяных пластов. Но керна из него поднято не было.

Решено было испытать оба пласта. Первым снизу был пласт БВ10. И вдруг неожиданно забил фонтан нефти! За сутки скважина давала 300т. Впоследствии все же выяснилось, что нефть шла из вышележащего пласта БВ8. Между стенками скважины и колонной труб не оказалось цемента, и нефть по этой пустоте свободно передвигалась из пласта БВ8 к дырам в колонне труб, простреленным против пласта БВ10.

Так открыли Мегионское месторождение. Значение этого открытия не только в том, что оно было первым в Среднем Приобье и что оно положило конец разговорам о перспективности района, а главное в том, что это был первый фонтан в Западной Сибири. Ранее полученные фонтаны в Шаиме давали только повод для предположений о перспективах.

Кроме Мегионского в Нижневартовском районе расположено свыше 30 месторождений нефти из которых наиболее известными являются: Вартовско-Соснинское, Аганское, Ватинское, Северо-Покурское, Тюменское, Черногорское, Варь-Еганское и другие. Но самым известным месторождением района без сомнения считается Самотлорское!

Самотлорское месторождение - самое большое не только в Западной Сибири, но и во всей стране. Его общие извлекаемые запасы нефти оцениваются в 300 млн.т. Оно расположено севернее г. Нижневартовска. В состав месторождения входят Самотлорская. Мартовская, Белозерная, Пауйская, Черногорская площади. каждая из них - это самостоятельное подземное поднятие в рельефе мезозойских пород. но залежи нефти до краев наполняют ловушки и распространены шире, в том числе и в погружениях подземного рельефа между указанными площадями.

На Самотлорском месторождении имеются семь нефтяных залежей и одна нефтегазовая. Кроме того, под озером Самотлор в породах сеноманского возраста расположена небольшая газовая залежь.

В валанжинских породах на глубине 2000-2150м залегает нижняя группа нефтяных пластов. Нефть в них легкая, содержащая до 50-55% бензина и керосина, 0,6-0,7% серы. В нефтяных пластах температура равна 65-700С. Суточное количество нефти, получаемое из одной скважины, оценивается в 100-200т (в настоящий момент дебиты упали до 5-7т). В некоторых скважинах первоначальные дебиты доходили до 1200т\сутки. В каждой тонне нефти содержится до 100м3 газа, выделяемого при подъеме нефти на поверхность.

В самом верхнем аптском пласте над нефтью залегает свободный газ с небольшим содержанием конденсата. Аптский нефтеносный пласт имеет очень большую площадь распространения, значительно больше контуров Самотлора. Было доказано, что нефть в аптском пласте без перерывов, в виде сплошной залежи уходит за границу Самотлорского месторождения и охватывает Аганское, Мыхпайское, Мегионское и Ватинское месторождения.

Все, что расположено севернее Березова, Фроловской и Среднеобской нефтегазоносных областей, часто называют севером Западной Сибири. Но геологически это разные территории. На севере Западной Сибири выделяются следующие нефтегазоносные области: Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Северо и Южно-Ямальские, Карская, Гыданская, Усть-Енисейская и другие. На данных территориях расположено свыше 200 нефтяных ,нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождений. По общим запасам газа в недрах эта провинция занимает первое место в мире. Наиболее известными месторождениями являются: Ямбургское, Медвежье, Заполярное - газовые, Уренгойское, Бованенковское - газоконденсатные, Новопортовское - газонефтяное и другие.

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение является самым крупным не только в Западной Сибири, но и в стране и в мире. Оно протянулось в левобережье реки Пур с севера на юг на 180км при ширине 30-40 км. На месторождении открыто 15 залежей. В валанжинских и готеривских отложениях на глубинах 2300-3100м находятся газоконденсатные залежи. Во многих из них имеется оторочка нефти.

Газоконденсатные залежи - это смесь легких фракций нефти типа бензинов, керосинов и газа. Нефть в пласте растворена в газе, и вся эта смесь находится в парообразном состоянии. когда такая смесь попадает в скважину и устремляется на поверхность, то из-за уменьшения температуры и давления нефть выделяется из газа и при фонтанировании мы видим жидкость и газ отдельно. Количество нефти или, правильнее, конденсата, растворенного в газе, может достигать 500-800см3 на каждый 1м3 газа. На Уренгойском месторождении в каждом 1м3газа содержится 100-200см3 конденсата. При суточной производительности скважины 1 млн. м3 газа количество конденсата, поступающего из скважины, будет составлять 70-140т.

Наиболее крупным из валанжинских и готеривских пластов является пласт БУ8. Он залегает на глубине 2650-2725м. Газовая смесь с конденсатом находится в пласте при температуре 750С и под давлением 275атм. Скважина дает в сутки 300-400м3 газа и 30-50т конденсата, который на 90% состоит из бензина и керосина.

На Уренгойском месторождении на глубине 1200-1400м в породах сеноманского возраста находится вторая группа продуктивных пластов, заполненных газом. В отличие от нижних пластов газ здесь почти целиком состоит из метана. Суточная производительность скважин велика.

Кроме газа и конденсата, на Уренгое имеется небольшое количество нефти. Она залегает во многих конденсатных залежах в нижней части слоем 10-15м.

Месторождения нефти и газа Западной Сибири по своему геологическому строению считаются самыми простыми. Почти все из них за редким исключением содержат пластовые сводовые залежи в простых, хорошо распознаваемых на планах геологических структурах типа куполов и сводов. Пласты, вмещающие нефть и газ представлены простыми пористыми коллекторами - песчаниками и алевролитами. В других нефтяных регионах часто можно встретить месторождения с гораздо более сложным строением. На разрезах, приведенных ниже (рис. №…) даны примеры таких месторождений с различными типами коллекторов и сложно построенными залежами. По геологическим запасам нефти большинство месторождений Западной Сибири относятся к средним и крупным, т.е. имеют извлекаемые запасы от 10 до100 млн. т нефти.

Стратиграфия

Мезозойско-кайнозойский осадочный чехол.

Юрская система представлена тремя отделами: нижним, средним, верхним.

Отложения нижнего отдела юрской системы выделяются в объеме береговой, ягельной и горелой свит.

Береговая свита представлена песчаниками полимиктовыми, светло-серыми, зеленова-то-серыми, от мелкозернистых до разнозернистых с прослойками (до5 см.) конгломератов мелкообломочных с горизонтальной волнистостью, со слабым запахом нефти. Алевролит бурый, глинистый, плотный, битуминозный, субгоризонтальнослоистый, с остатками угле-фицированной фауны и флоры,участками с зеркалами скольжения 70.Конгломераты мелко-обломочные, песчанистые с окатанными обломками (размером до 2-3 реже 5 см.) метаморфи-ческих и вулканогенных пород. В объеме береговой свиты выделяется пласт Ю12 (алевролит и песчаник со слабым запахом нефти). Вскрытая мощность отложений береговой свиты составляет 70м. Возраст свиты синемюрский.

Ягельная свита представлена аргиллитами темно-серыми, слегка коричневыми, слабо-Алевритистыми,часто углистыми,прослоями битуминозными.В основании свиты выделяется пласт Ю12 представленный песчаником серым с зеленоватым оттенком, полимиктовым, мелко-среднезернистым, плотным с остатками углефицированной растительности, участками со слабым запахом нефти. В основании пласта – конгломерат мелкообломочно-песчанистый, плотный с окатанными обломками размером до 3-4 мм вулканогенных и метаморфических пород. Вскрытая мощность отложений свиты составляет 90м. Возраст свиты - плинсбахский.

Горелая свита представлена аргиллитами слабоалевритистыми, темно-серыми, иногда почти черными с прослоями песчаников и алевролитов серых. Песчаники серые, зеленовато-серые, мелко- и разнозернистые, плотные, полимиктовые, слюдистые, на глинистом и кремнисто-глинистом цементе, участками с тонкими прослойками битума и остатками углефицированной растительности. В объеме горелой свиты выделяются песчано-алевролитовые пласты Ю11 и Ю10.

Радомская пачка представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, прослоями битуминозными, углистыми. Возраст свиты тоарский.

Отложения среднего отдела объединяются в тюменскую свиту, которая имеет повсеместное распространение. По литологическим признакам тюменская свита подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. В объеме тюменской свиты выделяются песчано-алевролитовые пласты от Ю9 до Ю2.

Литологически свита сложена частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые, мелко и среднезернистые, плотные, с прослойками алевролита бурого, полимиктовые с горизонтально-волнистой слоистостью, битуминозные. Алевролиты темно-серые до буровато-коричневого цвета, глинистые, плотные, горизонтальнослоистые с прослойками песчаников. Аргиллит темно-серый до бурого, алевритистый, плотный, с горизонтально-волнистой поверхностью. Породы насыщены остатками углефицированной растительности и раковин пелеципод.

Читайте также: